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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 Pumpspeicher zur Vermeidung von Netzengpässen. Auf der Basis von Prognosedaten über erneuerbare Erzeugung, Stromverbrauch und Lastfluss wäre es möglich, Pumpspeicher systematisch zur Vermeidung von Netzengpässen und damit zum Redispatch einzusetzen. Das Arbeitsvolumen eines Pumpspeicherkraftwerks wie Goldisthal reicht zum Beispiel aus, um die Erzeugung aus 1.000 Megawatt Windenergie für mehr als acht Stunden in Gänze einzuspeichern, wenn dieser Strom ansonsten aufgrund von Netzengpässen abgeregelt werden müsste. 123 Gleiches kann systematisch auch mit Anlagen erfolgen, die hinter einem strukturellen Netzengpass platziert sind. Für diese Fahrweise fehlt jedoch heute neben der entsprechenden Struktur der Netzentgelte ein Marktplatz, auf dem diese Flexibilität eines Pumpspeicherkraftwerks angeboten und vergütet werden würde. Entsprechend ausgestaltete Smart Markets wären hierfür eine Lösung. Diese zusätzlichen Anwendungen könnten zudem dazu beitragen, die derzeit angespannte betriebswirtschaftliche Lage von Pumpspeicherkraftwerken zu verbessern. Inzwischen finden sich auch erste Multi-Use- Anwendungen für Photovoltaik-Batteriespeicher im Verteilnetz. Dabei schließen die Anlagenbesitzer mit ihrem Stromversorger Verträge ab, die diesem die Steuerung und Vermarktung der Speicherkapazität überlassen, und erhalten dafür günstige Strombezugskonditionen. An Tagen, an denen Photovoltaikanlagen keinen oder nur wenig Strom liefern, wird die Kapazität der angebundenen Batteriespeicher kaum genutzt. Die Stromversorger schaffen sich durch die Nutzung vieler solcher Anlagen einen Anlagenpool, dessen gebündelte Leistung auch für die Vermarktung am Regelleistungsmarkt oder eine strukturierte Beschaffung ausreicht. Dazu müssen für den Regelleistungsmarkt die Mindestangebotsgrößen (fünf Megawatt für Sekundärregelleistung und Minutenreserve, plus/minus ein Megawatt für Primärregelleistung) erreicht und die Anforderungen der Präqualifizierung erfüllt werden. Inzwischen gibt 123 vgl. hierzu TMWAT (2011) es bereits mehrere Anbieter, die über solche Anlagenpools verfügen und am Regelleistungsmarkt aktiv sind oder dies anstreben. Da die Erlöse am Regelleistungsmarkt schwer kalkulierbar sind, beruhen die Geschäftsmodelle für das Pooling schwerpunktmäßig meist auf der Einspeisevergütung oder der Direktvermarktung. 124 Ein erstes Pilotprojekt von TenneT und der sonnen GmbH erprobt seit Kurzem auch die Einsetzbarkeit solcher Batteriepools für das Engpassmanagement im Übertragungsnetz. Da für das Engpassmanagement die Orte der Leistungsanpassungen entscheidend sind, müssen die im geografisch nicht konzentrierten Pool vorhandenen Speicher gezielt angesprochen werden. Die effiziente Verwaltung der Vielzahl notwendiger Einzelanpassungen wird mithilfe der sogenannten Blockchain-Technologie realisiert. 125 Systematisch können auch hier die Potenziale von Batteriespeichern nur genutzt werden, wenn entsprechend systematische Regulierungsanreize über angepasste zeitabhängige, verursachergerechte Netzentgelte und die entsprechenden Marktplätze geschaffen werden. 3.3.3. Bewertung, Anwendungsgrenzen und Hemmnisse Bei den bestehenden Multi-Use-Anwendungen von Speichern (oder anderen Flexibilitätsoptionen) fällt auf, dass deren systematischer Einsatz zur Vermeidung von Netzausbaubedarf oder Engpassmanagementmaßnahmen bisher weder auf Verteilnetzebene noch für das Übertragungsnetz vorgesehen ist. Die Gründe dafür sind die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen des Speichereinsatzes vor allem im Bereich der Netzentgelte. 126 Zudem fehlt ein Marktplatz, auf dem die vorhandene Flexibilität der bereits heute vorhandenen Speicher angeboten werden kann, wie beispielsweise ein Smart Market. 124 Augsten, E. (2017) 125 TenneT und sonnen (2017) 126 dena (2017) 46

STUDIE | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien Stattdessen wird vorgeschlagen, bestehende marktoder nutzerorientierte Nutzungsmodelle durch Anpassungsmaßnahmen in netzkritischen Situationen netzdienlich zu machen. Nach den Ergebnissen der dena-Netzflexstudie wären solche Anpassungen nur zu wenigen Zeiten (durchschnittlich 1,8 Prozent bis 3,5 Prozent der Zeit) notwendig, sodass die bestehenden Nutzungsmodelle nicht nennenswert beeinträchtigt würden. Allerdings fehlen auch für solche begrenzten Anpassungsmaßnahmen heute die Voraussetzungen. Zu den rechtlichen und regulatorischen Hemmnissen zählen die Berücksichtigung von Betriebskosten in der Anreizregulierung gegenüber Investitionskosten, ein fehlender Marktplatz an der Schnittstelle zwischen Stromhandel und Netzbetrieb, die aktuelle Ausgestaltung der Umlagen und Netzentgelte, sowie eine uneinheitliche und unübersichtliche Regelungslandschaft für Flexibilität. Neben diesen regulatorischen Hemmnissen existieren auch technische Erfordernisse, die insbesondere in den Verteilnetzen nicht flächendeckend gegeben sind. Der Netzbetreiber benötigt eine Netzzustandsüberwachung und eine Netzzustandsprognose, um zu erkennen, wann es einer netzdienlichen Anpassung von Flexibilitätsnutzung bedarf und welche Anlagen er nutzen kann. 127 Den bestehenden Hemmnissen einer Anwendung gegenüber steht das langfristig hohe Potenzial zusätzlicher Flexibilität zur Vermeidung von weiterem Netzausbaubedarf. Unabhängig von der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit der Ausstattung von Photovoltaikanlagen mit Batteriespeichern zur Eigenverbrauchsmaximierung entstehen durch neue Speichertechnologien und die Sektorenkopplung neue Flexibilitätsoptionen (Power-to-X, Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen), deren unkoordinierte Ansiedlung und Nutzung im schlechtesten Fall neuen Ausbau der Verteilnetze und des Übertragungsnetzes erfordert, deren intelligenter, netzdienlicher Einsatz dagegen erhebliche Effizienzgewinne verspricht. Besonders wirksam für die Reduzierung des Netz- 127 dena (2017) ausbaubedarfs im Übertragungsnetz ist der gezielte Flexibilitätseinsatz dann, wenn dieser möglichst nahe an den neuen Einspeisezentren und Verbrauchszentren zur Verfügung gestellt werden kann. 128 Zudem ist es notwendig, dass die entsprechenden räumlichen Preissignale für den effizienten Einsatz der Flexibilität gegeben werden. Hierzu wäre die Einführung regionaler Smart Markets notwendig. Kurzfristig bis 2020 kann trotz eines ersten Pilotprojektes zum Einsatz verteilter Speicher für das Engpassmanagement im Übertragungsnetz nur dann ein nennenswerter Einfluss auf den Netzausbaubedarf oder den Umfang der Redispatch- und Einspeisemanagementm-Maßnahmen erwartet werden, wenn die entsprechenden regulatorischen Grundlagen wie die Anpassung der Netzentgelte und Vermarktungsplattformen geschaffen werden. Das scheint in Anbetracht der Herausforderung wenig realistisch. Mittelfristig bis zum Jahr 2030 ist durch die zunehmende Verfügbarkeit neuer Flexibilitätsoptionen sowie eine mögliche Anpassung der rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen eine Reduzierung von Engpassmanagementmaßnahmen im Übertragungsnetz realistisch. Der in der Netzentwicklungsplanung ermittelte Netzausbaubedarf kann bis 2030 auch durch den Einsatz von netzdienlicher Speicherflexibilität nicht ersetzt, aber womöglich ergänzt werden. Langfristig nach 2030 sind jedoch durch die intelligente Nutzung neuer Flexibilität 129 in einem angepassten Ordnungsrahmen erhebliche Effizienzsteigerungen möglich. 128 N-ERGIE et al. (2016), Consentec GmbH (2016) 129 zum Beispiel im Rahmen der automatisierten Systemführung (siehe auch Kapitel 3.6) 47

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