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Systemsicherheit 2050

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

Handlungsbedarfe für

Handlungsbedarfe für die Spannungshaltung ■ Im zukünftigen Systembetrieb wird zusätzlicher Bedarf an schnellen Blindleistungsquellen, auch für den Normalbetrieb, bestehen. Im Sinne einer technologieoffenen Beschaffung von Blindleistung sollten die Anforderungen an eine entsprechende Vorleistung beschrieben und von der stationären Blindleistung und der dynamischen Netzstützung eindeutig abgegrenzt werden. In der Regel werden schnelle Spannungsänderungen heute durch thermische Großkraftwerke ausgeregelt. Geht die Einspeisung der Kraftwerke bis 2050 in vielen Stunden des Jahres zurück, muss ihr Beitrag substituiert werden. Prinzipiell sind dezentrale Anlagen technisch hierzu in der Lage und stellen daher vor allem im Verteilnetz eine mögliche Alternative zu dynamischen Kompensationsanlagen dar. Für eine ganzheitliche Betrachtung ist die jeweilige spezifische Netzsituation (z. B. stark/ schwach ausgelastete Netze) zu beachten. In den heutigen Technischen Anschlussregeln (TAR) werden entsprechende Fähigkeiten allerdings nicht oder nur in geringem Umfang gefordert. Darüber hinaus besteht auch kein finanzieller Anreiz, entsprechende Fähigkeiten in dezentralen Energieanlagen vorzuhalten. Als Grundlage für ein zukünftiges Beschaffungsregime sollten daher die technischen Anforderungen für eine schnelle Blindleistung für den Normalbetrieb im Rahmen der TAR eindeutig und gegebenenfalls netzebenenspezifisch beschrieben und, wo erforderlich, von den Anforderungen der stationären Blindleistung abgegrenzt werden. Hierbei sollten Technologieoffenheit und idealerweise eine Kongruenz stationärer und dynamischer Anforderungen im Vordergrund stehen. In einem ersten Schritt sollten die Systembedarfe durch die Netzbetreiber quantifiziert werden. Darauf aufbauend sollte in einem stakeholderübergreifenden Prozess geprüft werden, ob die TAR durch den VDE/FNN angepasst bzw. ergänzt werden müssen, wobei eine ganzheitliche Betrachtung notwendig ist. Hierbei sollten aktuelle regulatorische Entwicklungen, wie beispielsweise die Hinweise der Blindleistungskommission und die Anforderungen aus dem europäischen Clean-Energy-Package (CEP), berücksichtigt werden. ■ Das technisch-wirtschaftliche Potenzial zur Bereitstellung von Blindleistung aus den Verteil- für die Übertragungsnetze sollte in weiteren Studien genauer untersucht werden. Während die Blindleistungsbedarfe der Übertragungsnetze heute überwiegend von thermischen Großkraftwerken gedeckt werden, könnten die Bedarfe zukünftig teilweise aus dezentralen Energieanlagen in den Verteilnetzen bedient werden. Die Ergebnisse der vorliegenden Studie zeigen, dass zumindest theoretisch ein umfassendes Potenzial für die Bereitstellung von stationärer Blindleistung für das Übertragungsnetz aus den Verteilnetzen besteht. Dabei wurde bereits eine Vielzahl an Voraussetzungen berücksichtigt. Auf dieser Basis sollten weitere Untersuchungen sowohl die technische Machbarkeit als auch die Wirtschaftlichkeit des Konzepts unter Berücksichtigung weiterer Nebenbedingungen genauer betrach ten. Unter anderem stellen sich dabei folgende Forschungs fragen: ■ Welche Wechselwirkungen ergeben sich zwischen dem Bedarf stationärer und schneller Blindleistung? ■ Welche Investitionskosten fallen bei der unterstellten flächendeckenden Ausstattung von Anlagen mit einer STATCOM-Fähigkeit an? ■ Wie müssen Regelungskonzepte ausgestaltet sein, die eine netzebenenübergreifende Bereitstellung von Blindleistung ermöglichen? ■ Welche Kosten (z. B. erhöhte Wirkleistungsverluste) entstehen durch den Transport von Blindleistung über mehrere Netzebenen? ■ Welche Einschränkungen der Potenziale ergeben sich durch eine optimierte Auslastung der Verteil- und Übertragungsnetze gegenüber der in der Studie angesetzten Auslastung? ■ Es ist zu prüfen, welche systemischen Vorteile eine gezielte Allokation von Konverterstationen der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) und großen umrichterangebundenen Lasten (z. B. PtX-Anlagen) für die Spannungshaltung hat. Das Blindleistungsstellpotenzial der Konverterstationen von HGÜ-Leitungen und perspektivisch kommender großer PtX-Anlagen im Zuge der Sektorkopplung ist prinzipiell ausreichend, einen Teil der zusätzlichen Blindleistungsbedarfe im Übertragungsnetz zu decken. 20 – Teil 1

Während Aspekte der Spannungshaltung bei der Bewertung der HGÜ-Projekte bereits berücksichtigt werden, spielen Blindleistungsbedarfe bei der Standortwahl von PtX-Anlagen derzeit keine Rolle. Es ist heute davon auszugehen, dass die Anlagen tendenziell eher in den Verteilnetzen und damit nicht unmittelbar für die Spannungshaltung im Übertragungsnetz nutzbar platziert werden. Um die Potenziale aus Netzsicht optimal zu platzieren, sind die Vorteile einer gezielten Allokation im Netz mit Blick auf die lokalen Blindleistungsbedarfe durch eine wissenschaftliche Studie zu analysieren und gegen andere Zielsetzungen abzuwägen. Sollten sich entscheidende Vorteile ergeben, sind entsprechende Modelle für eine technologieoffene und gezielte Allokation von Anlagen zu entwickeln und durch den Gesetzgeber umzusetzen. 1.2.3 Netzwiederaufbau Nach einem großflächigen Zusammenbruch der Stromversorgung und der Netze ist es die Aufgabe des Netzwiederaufbaus, zunächst das Netz wieder unter Spannung zu setzen und dann die Verbraucher innerhalb einer möglichst kurzen Zeitspanne wiederzuversorgen. Für die Erbringung dieser Systemdienstleistung greifen die Übertragungsnetzbetreiber heute auf Vorleistungen schwarzstartfähiger Kraftwerke im Übertragungsnetz zurück, um das Netz von der Höchstspannung ausgehend wieder aufzubauen. Für den Netzwiederaufbau zeigt sich, dass in Zukunft vermutlich auch weiterhin die notwendigen schwarzstartfähigen Erzeugungsanlagen für das bisherige Netzwiederaufbaukonzept, in Form von Wasser- und Gaskraftwerken, zur Verfügung stehen werden. Entscheidend für die konkrete Ausgestaltung des Netzwiederaufbaus wird es sein, in welchen Spannungsebenen diese Anlagen im Netz platziert sein werden. Parallel werden, mit anderen Zielsetzungen, zunehmend Projekte umgesetzt, in denen lokale Netze (z. B. Betriebe, kritische Infrastruktur, städtische Netze etc.) für den Inselnetzbetrieb und den lokalen Schwarzstart im Verteilnetz ertüchtigt werden. Einerseits sind diese Inselnetze für den zentralen Netzwiederaufbau kritisch zu sehen, da durch das frühzeitige Abtrennen einzelner Netzgebiete im Störfall eine Schwächung des Verbundnetzes droht und durch den Schwarzstart des Verteilnetzes die entsprechenden Lastblöcke nicht mehr für den Aufbau des Netzes aus dem Übertragungsnetz zur Verfügung stehen. Andererseits können durch eine Erweiterung der Netzwiederaufbaustrategie die Inselnetze und die über die üblichen Anforderungen hinausgehenden technischen Fähigkeiten der Anlagen in diesen Inselnetzen die bestehende zentrale Netzwiederaufbaustrategie parallel unterstützen. Darüber hinaus wird es für einen zentral koordinierten Netzwiederaufbau zunehmend wichtiger, die individuelle Einspeise- oder Lastsituation in einspeisegeprägten Verteilnetzen zu kennen. Entsprechend wird der Austauschbedarf zwischen den Netzebenen auch für den Netzwiederaufbau zunehmen. Vor dem Hintergrund der auch zukünftig verfügbaren schwarzstartfähigen Kapazitäten und der aufwendigen Realisierung eines kompletten Netzaufbaus aus dem Verteilnetz kann prinzipiell am zentral von den Übertragungsnetzbetreibern koordinierten Netzwiederaufbau festgehalten werden. Je nach zukünftiger Allokation der schwarzstartfähigen Kraftwerke sind jedoch gegebenenfalls Teile des Konzeptes anzupassen. Darüber hinaus haben Inselnetze im Verteilnetz das Potenzial, den Netzwiederaufbau zu beschleunigen, und können daher das vorhandene Konzept ergänzen. Auch HGÜs haben das Potenzial, einen zügigen Netzwiederaufbau durch den Austausch von Wirkleistung und die Bereitstellung von Vorleistungen für Systemdienstleistungen zwischen nicht synchronen Netzgebieten zu unterstützen.

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