NETZENTWICKLUNGSPLAN 2012...DE FR BE NL AT CH IT ehem. Centrel+SI Nordel +DK-W Berlin, 31. Januar...

NETZENTWICKLUNGSPLAN 2012MARKTSIMULATION UND SENSITIVITÄTEN

Mike Hermann, TenneT TSO

Ulf Kasper, RWTH Aachen, Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW)

Volkmar Schroth, EnBW Transportnetze

Berlin, 31. Januar 2012

www.netzentwicklungsplan.de | 2

1. Zielsetzung der Marktmodellierung

2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise

3. Methodik

4. Marktmodellierung

5. Marktsimulation

Berlin, 31. Januar 2012 www.netzentwicklungsplan.de | 2Mike Hermann (TenneT), Ulf Kasper (IAEW), Volkmar

Schroth (EnBW Transportnetze)

INHALTSVERZEICHNIS


FOKUS

*

* Hauptaugenmerk der BNetzA auf Szenario B 2022

VORGEHENSMODELL ENTWICKLUNG NEP 2012

DER NEP 2012 WIRD IN VIER AUFEINANDERFOLGENDEN

SCHRITTEN ERSTELLT



INSTITUTSVORSTELLUNG IAEW

Schinkelstraße 6

52062 Aachen

Telefon:+49 241 80-97653

Telefax:+49 241 80-92197

E-Mail: [email protected]



FORSCHUNGSSCHWERPUNKTE IAEW

Stromerzeugung

und Energiehandel

Netzplanung

und Netzbetrieb

Übertragung/

Handel

• Erzeugungs- und

Erdgasportfolios

• Reserve- und

Strommärkte

• Kraftwerksausbau

• Overlay-Grid, HGÜ

und FACTS

• Engpassmanagement

• Referenznetzplanung

• Netzleistungsfähigkeit

• Allokationssignale

• Frequenzstabilität

Verteilung/

Vertrieb

• Grundsatz- und

Ausbauplanung

• spartenübergreifende

Energieversorgung

• intelligenter

Netzbetrieb

• Versorgungs-

zuverlässigkeit

• Spannungsqualität

• Asset Management

• dezentrale

Erzeugungsanlagen

• Vertriebsportfolios

• steuerbare Lasten

Versorgungsqualität

und Regulierung






3. Methodik


5. Marktsimulation



INHALTSVERZEICHNIS

Das Netz folgt der Erzeugung

• Massiver Erzeugungsüberschuss im

Norden und Osten Deutschlands

• Transportbedarf für große Leistungen und

Energiemengen über weite Strecken zu

den Verbrauchszentren

• Lastdeckung Süddeutschlands aus

Erzeugungsüberschuss im Norden und

Westen Deutschlands wegen Stilllegung

• Bei gleicher Last erhöht sich damit die

Transportentfernung

DIE ENERGIEWENDE VERÄNDERT DIE ERZEUGUNGSLANDSCHAFT

IN DEUTSCHLAND

Berlin, 31. Januar 2012 www.netzentwicklungsplan.de | 7

Regenerative Leistung

gemäß NEP-Szenario C (2022)

installierte Kraftwerksleistung

Der reine Zahlenvergleich von Angebot und Nachfrage

elektrischer Leistung deutet schon auf ein deutliches

Überangebot hin.

Welche Kraftwerke laufen heute an welchem Standort ?

(beispielhafte Zahlen NEP 2010)

Installierte Erzeugungsleistung 155 GW

davon Konventionell 100 GW

davon Erneuerbare Energien 55 GW

Verbraucherleistung 85 GW

ÜBERANGEBOT AN INSTALLIERTER ERZEUGUNGSLEISTUNG



Eine Netzdimensionierung ist auf dieser

Grundlage allein nicht möglich !

Die Erzeugung aus

erneuerbaren Energien

hat keinen Bezug zum

Verbrauch.

vereinfachte

Verbraucherlastkurve



0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

85000

90000

95000

100000

35000 40000 45000 50000 55000 60000 65000 70000 75000 80000 85000 90000 95000

Leis

tun

gsb

ere

itst

ellu

ng

aus

Ern

eu

erb

are

n

Ene

rgie

n

Leistungsbedarf der Verbraucher

Leistung aus EE kannBedarf der Verbraucher nicht decken Erzeugung aus anderen Kraftwerken oder Import nach Deutschland werden notwendig

40.000 MW

70.000 MW

Leistung aus EE übersteigtBedarf der Verbraucher Export aus Deutschland und Speicherung werden notwendig

DIE HERAUSFORDERUNG MIT DEN ERNEUERBAREN

+ 40.000 MW

- 70.000 MW

2) Die Deckung der residualen Last

durch konventionelle Kraftwerken

erfolgt mit dem Marktmodell

-30000

-10000

10000

30000

50000

70000

90000

Le

istu

ng

(M

W)

VOM LEISTUNGSBEDARF DES KUNDEN ZUR VERBLEIBENDEN LEISTUNGSDECKUNG

DURCH KONVENTIONELLE KRAFTWERKE IN EINEM MARKTSYSTEM

MUSTERBEISPIEL



-30000

-10000

10000

30000

50000

70000

90000

Le

istu

ng

(M

W)

1) Der Einsatz aller erneuerbaren Energien

wegen der Vorrangregelung ergibt aus

der Verbraucherlast die residuale Last

1) + Verbraucherlast

2) - Erneuerbare Energien

3) = Residuale Last

3) = Residuale Last

4) - Verbundaustausch (Export negativ)

5) = konventionelle Erzeugung

Marktmodell

0 MW 0 MW

Szenario A 2022

Szenario B 2022

Szenario C 2022

Szenario B 2032

• Europäische Märkte gemäß

ENTSO-E SO&AF 2011

• Übertragungskapazitäten

• Belastungsprofile

• Einspeisungsprofile

• Wärmebedarfsprofile

• Preise und Emissionsfaktoren

• Kraftwerke und

Reserveleistung

Eingangs-daten

Berechnung und

Visualisierung des

Marktmodells durch

IAEW

• Ergebnis sind 8.760

Netznutzungsfälle (NNF) je

Szenario

• Regionale und quantitative

Aufteilung von Einspeisung

und Last



Das Marktmodell zeigt die Verbrauchs- und Erzeugungssituation in den Marktgebieten

und im grenzüberschreitenden Energieaustausch.

ABLEITUNG MARKTMODELL



3. Methodik


5. Marktsimulation

INHALTSVERZEICHNIS



METHODISCHES VORGEHEN

Eingangsdaten

Europa

• Blockscharfer Kraftwerkspark

• Stündliche Zeitreihen

(EE-Erzeugung und Last)

• Übertragungskapazitäten

Datenbasis: Szenariorahmen

Eingangsdaten

DeutschlandÜbertragungsnetzMarktsimulation

Wasserkraft AC und HGÜ

Komponenten

Gas/Öl

Daten von

Übertragungsnetzbetreibern

Kohle/Kernkraft

Erneuerbare

(Wind/Solar)

• Kapazitäten

• Preise

• Verfügbarkeiten

• Reserveleistung

• Stündliche Berechnung

• Kraftwerkseinsatz

• Handelsflüsse

• Berechnung durch

Übertragungsnetzbetreiber



KRAFTWERKSEINSATZOPTIMIERUNG

Zielfunktion

• Optimierung des Einsatzes der thermischen und hydraulischen Kraftwerke unter

Minimierung der volkswirtschaftlichen Erzeugungskosten zur Nachfragedeckung

Nebenbedingungen

• Nachfrage- und Reservedeckung

• Technische Restriktionen

• Übertragungsbeschränkungen/Net Transfer Capacities (NTC)

Eingangsdaten

• Europäischer Kraftwerkspark

• Nachfrage

• Primärenergiepreise

• Einspeisung durch erneuerbare Energien

• NTCs

Ergebnis

• Netznutzungsfälle



BETRACHTUNGSBEREICH

Geographische Abgrenzung

• Abbildung von 35 im ENTSO-E elektrisch verbundenen Staaten als einzelne Marktgebiete

Abgrenzung des Systembereichs

• Hydrothermischer Kraftwerkspark

• Erneuerbare Erzeugung, insb.Wind, Solar, Biomasse, Laufwasser

• Sonstige Erzeugung

• Übertragungskapazitätenzwischen Marktgebieten

Zeitliche Abgrenzung

• Jahressimulationen

• Stündliches Zeitraster

Thermische Kraftwerke

ErneuerbareErzeugung

Nachfrage Reserve

Deutschland

Übertragungskapazitäten (NTC)

Schweiz. . .Polen

Frankreich

HydraulischeKraftwerke

sonstigeErzeugung



MARKTSIMULATION

Eingangsdaten ErgebnisseMarktsimulationsverfahren

• Thermischer Kraftwerkspark,

Pumpspeicher und hydr. Gruppen

• Kostenkomponenten

(Brennstoff, CO2, …)

• Sonstige Erzeugung

(Wind, PV, KWK, etc.)

• Nachfrage und Reservebedarf

je Marktgebiet

• Verfügbare Übertragungs-

kapazitäten (NTC)

• Technische Kraftwerks-

parameter

• Zuflüsse hydr. Kraftwerke

• Grenzüberschreitender

Austausch

• Fahrplan je Kraftwerk

Ermittlung der stündlichen Erzeugungsleistung je Kraftwerk im Betrachtungsbereich

Optimierung des

KraftwerkseinsatzesZielfunktion:

Minimierung der Erzeugungskosten

Nebenbedingung:

Nachfragedeckung (Fahrplanenergie / Reserve)

Technische Restriktionen der Kraftwerke

Maximale Übertragungskapazitäten (NTC)

Startlösung grenzüberschreitender Austausch

Ermittlung der Ganzzahligkeitsentscheidungen

hydraulische

Pumpspeicher

Grenzüberschreitende Lastaufteilung

Lagrange-Relaxation

thermische

Kraftwerke



KRAFTWERKSDATENBANK

Hydrothermischer Kraftwerkspark (rund 2.500 Kraftwerksblöcke in Europa)

• Technische Parameter

• Leistungsgrenzen (Mindest- und Maximalleistung)

• Leistungsabhängiger Wirkungsgrad

• Saisonale Nichtverfügbarkeiten (Revisionen, disponible/nicht-disponible Kraftwerksausfälle)

• Vernetzung hydraulischer Gruppen

• Kostenkomponenten

• Brennstoffpreise (inkl. Transport/Steuern), CO2-Zertifikatspreise, variable Betriebsmittelkosten, (vermiedene) An-/Abfahrkosten

• Kosten für Pumpstrombezug, Netznutzungsentgelte (optional)

• Berücksichtigung bekannter Kraftwerksausbauten und -neubauten

• Zuordnung der Kraftwerke zu Knoten des ENTSO-E-Übertragungsnetzes

www.netzentwicklungsplan.de | 17Mike Hermann (TenneT), Ulf Kasper (IAEW), Volkmar

Schroth (EnBW Transportnetze)Berlin, 31. Januar 2012



3. Methodik


5. Marktsimulation

INHALTSVERZEICHNIS



40 [€/t]

3 [€/t]

MODELLIERUNGTRANSPORTKOSTEN THERMISCHER KRAFTWERKE

Ermittlung standortspezifischer Primärenergiepreise für Steinkohle in Deutschland

Transportkostenmodell

• Abbildung der Haupttransportwege (insb. Binnen-gewässer) als ungerichteter gewichteter Graph

• Anwendung eines Wegfindungs-Algorithmus

• Ermittlung des kürzesten Pfades aller Wegpunktezum Startknoten

• Startknoten: Primärenergiebezugspunkte

• Zielknoten: Netzanschlussknoten

Kraftwerksspezifische Transportkosten



Ermittlung wärmebedingter Must-Run-Einspeisung

• Annahmen über Jahreserzeugung aus wärmegeführte Anlagen angelehnt an Ziele aus

Leitstudie 2010 und detaillierte Annahmen über KWK-Anlagen von

Übertragungsnetzbetreibern

• Für Marktsimulation Aufteilung von KWK-Kraftwerken in „must-run“ und frei einsetzbaren

Anteil

• Marktbasiert eingesetzte Großkraftwerke teilweise mit wärmegetriebener

Mindesteinspeisung und zeitweise Reduktion der Stromerzeugung auf absolute

Minimalwerte wenn Erzeugung nicht vorteilhaft

• Wärmeerzeugungsanlagen (etwa Blockheizkraftwerke) mit Stromauskopplung müssen

lokalen Strombedarf decken und werden entsprechend saisonaler Wärmekurve (aus

Heizgradtagen 2007) eingesetzt

MODELLIERUNGKRAFT-WÄRME-KOPPLUNG



Frei vermarktbarer

Einsatzbereich

Durch Wärmebedarf

vorgegebene

Mindesteinspeisung

Großkraftwerke mit Wärmeauskopplung

Blockheizkraftwerke

MODELLIERUNGKRAFT-WÄRME-KOPPLUNG

Zeitverlauf

Le

istu

ng

Woche n Woche n+1



Hintergrund

•Komplexe Vernetzung hydraulischer Kraftwerke in Hochgebirgen

(insb. den Alpen)

•Kombination von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken

•Realisation mehrerer Staustufen an einem Flusslauf

Signifikante Rückwirkungen auf den Kraftwerkseinsatz

Modellbildung

•Abbildung von Wasserwegen und Speicherbecken

•Modellierung hydraulischer Flüsse (Wassermodell)

•Berücksichtigung zeitvarianter natürlicher Zuflüsse

(Schneeschmelze)

•Optionale Abbildung von Laufzeiten zwischen Becken

Detaillierte Abbildung, insb. in Deutschland, Österreich,

Frankreich und der Schweiz

Mittelbecken

Unterbecken

Zufluss

Oberbecken1

Zufluss

Turbine

Oberbecken2

Zufluss

Turbine

Pumpe

Pumpe Turbine

Exemplarische Darstellung

MODELLIERUNGHYDRAULISCHE KRAFTWERKE



MODELLIERUNGHYDROTHERMISCHE ERZEUGUNGSANLAGEN – ZWISCHENFAZIT

Thermische Blöcke (Auswahl)

• Anfahr- und Brennstoffkosten

• Leistungsabhängiger Wirkungsgrad

• Kraft-Wärme-Kopplung

• Mindestbetriebs- und -stillstandzeiten

• Nichtverfügbarkeiten

Hydraulische Kraftwerke (Auswahl)

• Wassermodell

• Vernetzung

Realitätsnahe Modellierung

steuerbarer Erzeugungsanlagen

Berücksichtigung der relevanten technischen Randbedingungen steuerbarer Erzeugungsanlagen



Modell zur Erstellung von stündlichen Zeitreihen der PV- und Wind-Einspeisung in Europa (außer Deutschland)

• Berücksichtigung von stündlichen, realen Messdaten (Basisjahr 2007) von 80 Wetterstationen für

Windgeschwindigkeit, Sonneneinstrahlung und Umgebungstemperatur in Europa als Eingangsdaten

Ermittlung stündlicher Einspeisezeitreihen je Marktgebiet durch Interpolation (Wetterdaten) und

Anlagenbestand (Windkraftanlagen, Solar etc.)

Modell

Meteorologische Regionen

Ergebnis

Einspeisung pro

Höchstspannungsnetzknoten

Eingangsdaten

Gemessene Wetterdaten

Anlagen-Kennlinien

Anlagen-Verfügbarkeit

MODELLIERUNGERNEUERBARE ENERGIEN





3. Methodik


5. Marktsimulation

INHALTSVERZEICHNIS



EXEMPLARISCHE ERGEBNISSEBACKTESTING 2008

Erzeugung differenziert nach Primärenergie im betrachteten System

• Vergleich der historischen Erzeugung 2008 mit der simulierten Erzeugung 2008

-100

0

100

200

300

400

500

600

Jährliche Erzeugung

TWh

real

simuliert

Turbinen

Öl

Gas

Steinkohle

Braunkohle

Kernenergie Wind

Sonstige

Pumpen

Realitätsnahe Nachbildung der (stündlichen) Erzeugungssituation in Europa

DE FR BE NL AT CH ITehem.

Centrel+SI

Nordel

+DK-W



EXEMPLARISCHE ERGEBNISSESTÜNDLICHER KRAFTWERKSEINSATZ

Ergebnis der Marktsimulation

• Blockscharfer Kraftwerkseinsatz für Europa

• Thermische Kraftwerke

• Hydraulische Kraftwerke

• Einsatz pro Netzknoten als Eingangsdatumfür Netzberechnungen

• Deutsche Austauschsalden mit angrenzendenMarktgebieten für Transportaufgabe

Realitätsnahe Abbildung des tatsächlichen

Kraftwerkseinsatzes



ZUSAMMENFASSUNG

• Anwendung eines praxiserprobten Verfahrens zur Ermittlung des stündlichen

Kraftwerkeinsatzes im Betrachtungszeitraum

• Zielgröße: Kostenminimale Deckung der Nachfrage

• Berücksichtigung der Entwicklung in Resteuropa

• Modellierung der relevanten technischen und wirtschaftlichen Randbedingungen

• Verwendung eines konsistenten europäischen Wettermodells

Bereitstellung von Eingangsdaten für Netzsimulationen im Rahmen des

Netzentwicklungsplans



VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT!

FÜR FRAGEN STEHEN IHNEN DIE REFERENTEN AUCH NACH DER VERANSTALTUNG ZUR

VERFÜGUNG

Mike HermannTenneT TSO GmbHBernecker Strasse 7095448 Bayreuth

Email: [email protected]

Besuchen Sie auch unsere gemeinsame

Website www.netzentwicklungsplan.de

http://www.netzentwicklungsplan.de/

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