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Systemsicherheit 2050

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

Executive Summary Die

Executive Summary Die Klimaschutzziele für 2050 können – entsprechende Anstrengungen vorausgesetzt – erreicht und dabei die Nachfrage nach Energie zuverlässig gedeckt werden. Das haben in den vergangenen Jahren Studien wie die dena-Leitstudie Integrierte Energiewende gezeigt. Damit dabei auch die Versorgungssicherheit weiterhin bis 2050 gewährleistet werden kann, muss neben der Bereitstellung der benötigten Energiemengen allerdings auch ein zuverlässiger Betrieb der Stromnetze sichergestellt werden. Auf diesen Aspekt einer sicheren und zuverlässigen Stromversorgung – die sogenannte Systemsicherheit – legt die vorliegende Studie ihren Fokus. Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass vom Zieljahr 2050 aus betrachtet ein sicherer Systembetrieb technisch möglich ist. Die hierfür erforderlichen Weiterentwicklungen heutiger Technologien und Prozesse sind nach Einschätzung der dena-Plattform Systemdienstleistungen realisierbar. Voraussetzung dafür, dass zukünftige Netznutzer die erforderlichen technischen Eigenschaften mitbringen, ist die vorausschauende Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen und technischen Anschlussrichtlinien. So kann den Entwicklungszeiten technischer und prozessualer Innovationen sowie der zum Teil langen Nutzungsdauer von Anlagen im Stromnetz ausreichend Rechnung getragen werden. Die Studienergebnisse stützen sich auf zwei Szenarien, die sich in zentralen Ausprägungen des zukünftigen Energiesystems, wie der installierten Leistung und der Intensität des grenzüberschreitenden Stromhandels, deutlich unterscheiden. Die von der dena-Plattform Systemdienstleistungen abgeleiteten Handlungsbedarfe können daher trotz der Unsicherheit zukünftiger Entwicklungen als robust betrachtet werden. 6 – Teil 1

Zentrale Entwicklungen für die Systemsicherheit und Handlungsbedarfe im Überblick Betriebsführung: Komplexität beherrschen und Zusammenarbeit stärken Das integrierte Energiesystem der Zukunft zu betreiben wird auch eine komplexe Koordinationsaufgabe. Das Verhalten von einer großen Anzahl dezentraler Erzeugungsanlagen muss orchestriert und mit den Anforderungen des Systems in Einklang gebracht werden. Darüber hinaus gewinnt die netzebenenübergreifende Zusammenarbeit an Bedeutung, weil potenzielle Erbringer von Systemdienstleistungen zunehmend in den Verteilnetzen angeschlossen werden. ■ ■ Vorangetrieben durch Vorgaben aus dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz 1 werden Anlagen aus den Verteilnetzen ab 100 kW zukünftig in den Redispatch einbezogen. Hierbei muss gewährleistet werden, dass die Belange der Verteilnetz- und Übertragungsnetzbetreiber in Einklang gebracht werden. Entsprechende Regelungskonzepte und Kommunikationsprozesse an der Schnittstelle zwischen den Netzbetreibern werden daher derzeit erweitert. Die Studie zeigt, dass im Bereich der Betriebsführung auch für die Bereitstellung anderer Systemdienstleistungen vergleichbare Prozesse etabliert werden müssen, z. B. für die Bereitstellung von Regelenergie und Blindleistung. Um die volkswirtschaftlichen Kosten der Energiewende zu minimieren, werden in Deutschland Maßnahmen zur optimierten Auslastung der Stromnetze umgesetzt. Die höhere Auslastung der Netze führt gleichzeitig dazu, dass theoretische Potenziale für die netzebenenübergreifende Erbringung von Systemdienstleistungen, wie sie im Rahmen der Studie ermittelt wurden, reduziert werden können. Diese Wechselwirkungen sind bei der (Weiter-)Entwicklung der Betriebsführungsprozesse und netzebenenübergreifenden Zusammenarbeit zu berücksichtigen. Spannungshaltung: Anforderungen konkretisieren und Blindleistungsquellen erschließen Das Blindleistungsangebot nimmt in den Übertragungsnetzen aufgrund des Kernenergie- und Kohleausstiegs bereits vor 2050 erheblich ab. Der Blindleistungsbedarf muss daher durch zusätzliche Maßnahmen gedeckt werden. In den Verteilnetzen entstehen durch den Zubau dezentraler Erzeugungsanlagen und Sektorkopplung neue Quellen für die Bereitstellung von Blindleistung. Gleichzeitig verändern sich durch komplexere Betriebssituationen die Anforderungen an die Blindleistungs erbringung. ■ Zukünftig wird auch im Normalbetrieb – also ohne das Auftreten eines Störfalls – der Bedarf einer schnelleren Form der Blindleistungsbereitstellung steigen. Als Grundlage für eine technologieoffene Beschaffung dieser „schnellen Blindleistung“ sollten die für die Bereitstellung erforderlichen technischen Fähigkeiten dezentraler Anlagen eindeutig beschrieben werden. Hierbei ist in den technischen Anschlussrichtlinien auf eine eindeutige Abgrenzung zu den Anforderungen für die Bereitstellung langsamer (quasistationärer) Blindleistung zu achten, die durch die Vorgabe von Sollwerten geregelt wird. ■ Die Studie zeigt, dass 2050 theoretisch das Potenzial besteht, die stationären Blindleistungsbedarfe der Übertragungsnetze aus Quellen in den Verteilnetzen zu decken. Voraussetzung dafür ist, dass Wirkleistungsengpässe durch Netzausbau weitgehend beseitigt werden und die dezentralen Erzeugungsanlagen im Verteilnetz in der Lage sind, unabhängig von ihrer Einspeisung Blindleistung bereitzustellen (Statcom- Fähigkeit). Darüber hinaus ist davon auszugehen, dass die identifizierten Potenziale nur zu Teilen abgerufen werden können, wenn die Stromnetze zukünftig für einen höheren Stromtransport optimiert werden. Weiterführende Potenzialanalysen sollten daher die Wechselwirkungen zwischen Blindleistungsbedarfen und -potenzialen sowie Maßnahmen zur höheren Netzauslastung genauer untersuchen. Neben technischen Analysen ist außerdem eine Betrachtung der Wirtschaftlichkeit erforderlich. 1 Netzausbaubeschleunigungsgesetz NABEG (Bundesregierung, letzte Änderung: 2019). Teil 1 – 7

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