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Systemsicherheit 2050

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dena-Studie zu Systemdienstleistungen und Aspekte der Stabilität im zukünftigen Stromsystem

Entwicklung Beschreibung

Entwicklung Beschreibung Herausforderungen und Chancen Größere Leistungsschwankungen und steilere Leitungsgradienten in den Netzen Durch zunehmende überregionale Leistungstransporte und die dargebotsabhängige Einspeisung erneuerbarer Energien kommt es zu größeren Leistungsschwankungen und -gradienten. Es entstehen zusätzliche Bedarfe für dynamische Blindleistung zur Spannungshaltung und Spannungsstabilisierung. Durch den Rückgang der konventionellen Kraftwerke in den Übertragungsnetzen entsteht eine Lücke in der Bedarfsdeckung dynamische Blindleistung. Höherauslastung der Netze Um die Netze effizienter zu nutzen, werden zunehmend Maßnahmen zur höheren Auslastung ergriffen. Vorhandene Reserven der Netzbetriebsmittel werden dadurch bereits in der Netzplanung berücksichtigt und stehen im Betrieb für unvorhersehbare Ereignisse nicht mehr zur Verfügung. Der Blindleistungsbedarf nimmt zu und wird dynamischer. Die Anforderungen an die Betriebsführung und die netzebenenübergreifende Zusammenarbeit nehmen zu. Optimierte Nutzung der Netzkapazitäten im Verteilnetz Durch die zunehmende Nutzung von Flexibilität und die Spitzenkappung können auch die unteren Spannungsebenen gleichmäßiger ausgelastet werden, um den Bedarf für Netzausbau zu reduzieren. Eine gleichmäßig hohe Auslastung des Verteilnetzes für den Wirkleistungstransport kann die Transportkapazität für Vorleistungen für SDL, und damit die Potenziale zur Erbringung durch dezentrale Energieanlagen, einschränken. Durch die Flexibilisierung von Lasten und Erzeugern kann der Bedarf für Netzausbau auf den unteren Spannungsebenen reduziert werden. Um planerisch genutzte Flexibilität auch sicher abrufen zu können, nimmt die Komplexität der Betriebsführung zu. Insbesondere in Störungssituationen erhöht sich dabei der Kommunikationsbedarf zwischen den Netzebenen. Sektorenkopplung Um erneuerbare Energie verstärkt im Verkehr, Gebäudesektor und in der Industrie nutzen zu können, wird die Elektrifizierung der Sektoren vorangetrieben. Durch die Sektorenkopplung wird die Stromnachfrage langfristig steigen. Neue steuerbare Verbraucher können ins - besondere bei marktlicher Optimierung zu lokal hohen Leistungsspitzen führen. Neue Lasten wie Elektrofahrzeuge und PtX-Anlagen können gezielt zur Erbringung von Vorleistungen für SDL genutzt werden. Durch einen netzorientierten Einsatz von Flexibilität kann die Netzauslastung optimiert und damit der Bedarf neuer Leitungen reduziert werden. Tabelle 1: Zentrale Entwicklungen im Stromsystem mit Auswirkungen auf den Systembetrieb 14 – Teil 1

Die Veränderungen im Stromsystem haben Auswirkungen auf alle Akteure. Für den Systembetrieb 2050 werden neben den Übertragungsnetzen die Verteilnetze weiter an Bedeutung gewinnen, da der Großteil relevanter Energieanlagen für die Erbringung von Vorleistungen für SDL im Verteilnetz angeschlossen sein wird. Da durch große Erzeugungskapazitäten im Verteilnetz die lokalen Bedarfe des Netzes für Vorleistungen steigen und die Transportkapazitäten für die überregionale Nutzung der Potenziale von der aktuellen Netzauslastung und der individuellen Einspeise- und Lastsituation abhängen, muss ein massiver Ausbau dezentraler Energieanlagen im Verteilnetz jedoch nicht immer auch eine gleichwertige Zunahme des Potenzials für die überregionale Erbringung von Vorleistungen für SDL bedeuten. Im Folgenden sind die absehbaren Entwicklungen im Stromsystem und die daraus abzuleitenden wesentlichen Ergebnisse der Studie für die Betriebsführung, die Spannungshaltung, den Netzwiederaufbau, die Frequenzhaltung und ausgewählte Stabilitätsaspekte detaillierter dargestellt. 1.2.1 Betriebsführung Im Rahmen der Betriebsführung kommt den Netzbetreibern die Aufgabe zu, einen sicheren Netzbetrieb zu organisieren und das Stromnetz, einschließlich der Erzeugung und (in bedingtem Umfang) der Last, kontinuierlich bezüglich Grenzwertverletzungen (z. B. Strombelastbarkeit, Spannungshaltung) zu überwachen und bei Bedarf durch Maßnahmen wie Redispatch und Einspeisemanagement korrigierend einzugreifen. Die Betriebsführung schafft hierdurch auch die Grundlage für die Erbringung anderer Systemdienstleistungen und hat daher eine zentrale Bedeutung für den Systembetrieb. Während vor der Energiewende im Wesentlichen eine überschaubare Anzahl regelbarer Großkraftwerke die Nachfrage nach Strom gedeckt hat, entwickelt sich bis 2050 zunehmend ein integriertes Energiesystem, in dem die Betriebsführung das Zusammenspiel von Millionen dezentralen Erzeugungsanlagen, flexiblen Verbrauchern, Speichern und Netzbetriebsmitteln netzebenenübergreifend koordinieren muss. Gibt es heute noch Bereiche, in denen der Austausch zwischen den Akteuren telefonisch stattfindet, wird die Digitalisierung und Automatisierung immer mehr zur Voraussetzung, um die steigende Komplexität beherrschen, die Akteursvielfalt adressieren und die erforderlichen Reaktionszeiten realisieren zu können. Überall dort, wo deterministische Verfahren aufgrund komplexer Wechselwirkungen an ihre Leistungsgrenzen stoßen, greifen Netzbetreiber und andere Marktakteure daher bereits heute auf den Einsatz prognoseorientierter Verfahren (z. B. mittels künstlicher Intelligenz) zurück. Eine prominente Anwendung hierfür ist der Einsatz wetterbezogener Leistungsprognosen für die Einspeisung erneuerbarer Energien. Gesteigerte Anforderungen an die Betriebsführung ergeben sich darüber hinaus durch die volkswirtschaftlich motivierte optimierte Auslastung der Stromnetze. Bereits heute werden Stromnetze planerisch nicht mehr auf seltene und kurze Spitzen in der Stromproduktion ausgelegt 8 und damit über die Zeit höher ausgelastet. Im Zuge der Sektorenkopplung und vor dem Hintergrund steigender Leistungstransite wird darüber hinaus der koordinierte Einsatz von Flexibilität an Bedeutung gewinnen und ein zentraler Bestandteil der Betriebsführung aller Netzebenen werden. Auch durch die planmäßige höhere Auslastung der Hoch- und Höchstspannungsnetze gegenüber dem Bau zusätzlicher Transportleitungen entstehen neue Anforderungen an die Netzbetriebsführung. Durch die Verlagerung von Erzeugungskapazitäten aus den Übertragungsnetzen in die Verteilnetze und die voranschreitende Sektorenkopplung verschieben sich die technischen Fähigkeiten zur Erbringung von Vorleistungen für Systemdienstleistungen immer weiter in untere Netzebenen. Damit Übertragungsnetzbetreiber ihrer Systemverantwortung gerecht werden können, werden sie daher auf Fähigkeiten zusätzlicher Netzbetriebsmittel im Übertragungsnetz, aber auch immer häufiger auf Fähigkeiten technischer Einheiten im Verteilnetz zurückgreifen müssen. Hierbei müssen die Netzrestriktionen und lokalen Bedarfe der untergelagerten Netzebenen mit berücksichtigt werden. Diese Restriktionen werden sich voraussichtlich durch die angestrebte Höherauslastung der Kapazitäten auf allen Netzebenen noch weiter verschärfen. Heute in den Verteilnetzen verbreitete lokale und automatisierte Regelungskonzepte haben stellenweise das Potenzial, die übergeordnete Nutzung vorhandener Stellpotenziale auszuregeln und damit zu egalisieren. Eine netzebenenübergreifende, systemisch optimierte Nutzung von Potenzialen für die Erbringung von Vorleistungen für Systemdienstleistungen kann demnach nur durch verstärkte Zusammenarbeit und Austausch zwischen den Netzebenen unter Berücksichtigung der lokalen Gegebenheiten erfolgen. Um ungewollte Wechselwirkungen zwischen den Netzebenen erkennen und vermeiden zu können, müssen bereits angestoßene Weiterentwicklungen der netzebenenübergreifenden Koordinationsprozesse und der 8 Zum Beispiel die 3 %-Spitzenkappung nach EnWG, § 3 Abs 2. Demnach darf ein Netzbetreiber bei der planerischen Netzauslegung die 3%ige Reduktion der eingespeisten Energiemenge einer Anschlussanlage berücksichtigen. Teil 1 – 15

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