merit order der energiespeicherung und des … merit order der energiespeicherung und des...
Post on 17-Sep-2018
214 Views
Preview:
TRANSCRIPT
1
Merit Order der Energiespeicherung und des Netzausbaus
Dipl.-Ing. Florian Samweber
Dipl.-Phys. Christoph Pellinger
Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.
FfE Fachtagung München, 30. April 2015
2 2
& Inhalt
1 Einführung zum Begriff „Merit Order“
2 Bestimmung des Wertes von Energiesystemkomponenten
3 Modellinstrumentarium der FfE
4 Erste Ergebnisse des Projekts MOS
5 Praxisbeispiel Power2Heat
6 Fazit
3 3
& Verständnis des Begriffs „Merit Order“
Verallgemeinertes Verständnis
Gängige Assoziation
Merit Order der Kraftwerke Sortierung der Kraftwerke nach Grenzkosten, um den
kurzfristigen Einsatz zu bestimmen
Merit Order Sortierung nach Wert
Was können Bewertungskriterien sein?
4 4
& Bewertung aus Sicht des energiepolitischen Zieldreiecks In der Energiewirtschaft sollte die Bewertung vor dem Hintergrund des energiepolitischen Zieldreiecks erfolgen.
Volkswirtschaft Betriebswirtschaft
Wirtschaftlichkeit
Versorgungssicherheit
Umweltverträglichkeit
Akzeptanz Gesellschaft
5 5
& Projekte zur Bewertung der Maßnahmen an der FfE
Merit Order der Energiespeicher 2030
Zeitliche Entkopplung
von Erzeugung und Verbrauch
Merit Order Netz-Ausbau
Räumliche Entkopplung von Erzeugung und
Verbrauch
MONA 2030 MOS 2030
Fortführung
An der FfE werden in den Projekten MOS 2030 und MONA 2030 Maßnahmen bewertet. Das Projekt MONA 2030 baut dabei auf dem Projekt MOS 2030 auf.
6 6
& Merit Order - Projektstrukturen
Szenarien
Basisdaten
Simulation zur
Bewertung
Einsatzoptionen
Maßnahmen Handlungsem-pfehlungen
Die Sortierung der Maßnahmen erfolgt in den sechs Arbeitsschritten: Szenarien, Basisdaten, Maßnahmen, Einsatzoptionen, Simulation zur Bewertung, Handlungsempfehlungen.
7 7
& Methodische Herangehensweise zur Erstellung der Szenarien Im Arbeitsschritt Szenarien erfolgt die Identifikation technischer, sozialer, ökologischer, politischer und ökonomischer Einflussfaktoren und deren Bewertung.
Soziale/Ökologische Faktoren
Klimaänderung
Gesellschaftliche Akzeptanz
Verbraucherverhalten
THG-Emissionen
Versorgungssicherheit
Bildungsniveau
Technische Faktoren
Leistungsgrenzen Kuppelstellen
Technologieentwicklung
Erzeugungskapazitäten
Ausbau erneuerbarer Energien
Vernetzung des Energiesystems
Ökonomische Faktoren
Stromnachfrage
Primärenergieverbrauch
Rohstoffpreise
Globalisierung
Wechselkurs
Stromkosten
Politische Faktoren
Technologieförderung
Klimaziele
Regulierungsvorschriften
Steuern und Abgaben
Datenschutzanforderungen EU-Binnenmarkt
Netzbetrieb
€ €
€
Stromhandel Stromerzeugung
8 8
& Einbindung großer Anzahl an Experten in den Szenario-Prozess
Online-Umfrage zur Energiezukunft
www.ffe.de/Energiezukunft
Eine aktuelle Umfrage zur Energiezukunft unterstützt den Szenario-Prozess im Projekt MONA 2030.
9 9
& Basisdaten: Grundlage für weitergehende Analysen Basisdaten wie Netzdaten, Lastgänge, Preise, regionale Verteilungen von Verbrauchern, Erzeugern, Speichern etc. werden als Grundlage aufbereitet. Die Zukünftige Entwicklung wird durch die Szenarien beeinflusst.
10 10
&
Maßnahmen in unterschiedlichen Bereichen der Energiewirtschaft In allen Anwendungsbereichen der Energieversorgung (Strom, Wärme, Mobilität) können Maßnahmen dazu beitragen das energiepolitisch Zieldreieck (Wirtschaftlichkeit, Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit) zu erfüllen.
1
2 3
Strom
Wärme Mobilität
Es ist eine Bewertungsgrundlage nötig, die den Einsatz der Maßnahmen in allen
Anwendungsbereichen vergleichbar macht.
Bestimmung von technischen, wirtschaftlichen und ökologischen
Eigenschaften, über die eine Maßnahme in jedem einzelnen Bereich charakterisiert
werden kann.
11 11
& Herausforderung Maßnahmenklassifizierung: Vielzahl verschiedenartiger Maßnahmen
Regelbare Ortsnetztransformatoren
Reihentransformatoren
Blindleistungskompensation
Stationäre Speicher
Hybridisierung der Netze
Einspeisemanagement
Laststeuerung
Welche Maßnahmen gibt es?
Die Maßnahmen können analog dem Morphologischen Kasten klassifiziert.
Ziel: Einheitliche Vergleichskriterien und -kategorien für alle Maßnahmen
Wirtschaftlich
Gesellschaftlich & Ökologisch
Technologisch
Wie lassen sie sich klassifizieren?
Technischer Reifegrad
Abrufbarkeit
Betriebskosten
Kostenwälzung
Schwarzstartfähig
Systemdienstleistung
Ansprechzeit
Standort
… …
12 12
& Die Identifikation der Einsatzoptionen erfolgt aus System- und Akteurssicht Die Einsatzoptionen müssen aus Akteurs- und Systemsicht bewertet werden.
Systemsicht Akteurssicht
13 13
&
Systemsicht
Aus Systemsicht wurden basierend auf relevanten Studien sechs relevante Einsatzoptionen identifiziert Übersicht zu den 6 relevanten Einsatzoptionen aus Systemsicht
Lastglättung 1
Integration überschüssiger gesetzter Einspeisung 2
Ausgleich des erkannten Prognosefehlers 3
Unterstützung beim Engpassmanagement 4
Frequenzhaltung 5
Bereitstellung gesicherter Leistung 6
14 14
& Welchen Beitrag können Tagesspeicher zur gesicherten Leistung liefern - Leistungskriterium
Mittlere Tagesleistung um 8,65 GW niedriger als Spitzenlast
10 GW PSW-Kapazität (Max. MOS-Szenario)
Verfügbarkeit: 0,8* 8 GW gesicherte Leistung
Tagesspeicher könnten den Bedarf an
gesicherter Leistung konventioneller Erzeuger nur um weitere 0,65 GW reduzieren
0102030405060708090
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Leis
tung
in G
W
Stunde des Tages
©FfE MOS-KOSI_001420102030405060708090
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Leis
tung
in G
W
Stunde des Tages
©FfE MOS-KOSI_00143
Entladung
Beladung
Maximale mittlere Tageslast
Lastverlauf
Abschätzung des Maximalbeitrags von Tagesspeichern
*Quelle: Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2012 nach EnWG § 12 Abs. 4 und 5. Berlin: BMWi
Aber ist das Leistungskriterium auch unter Berücksichtigung der bereitzustellenden
Energiemenge tragbar?
Lastverlauf am Tag der Jahreshöchstlast
15 15
&
Lastverlauf am Tag der Jahreshöchstlast
Welchen Beitrag können Tagesspeicher zur gesicherten Leistung liefern - Energiekriterium
Maximal zu entladende Energiemenge bei Bereitstellung der mittleren Tagesleistung: 76 GWh
Netzbezug am Tag der maximalen Last: 66 GWh bei 10 GW PSW-Kapazität
Ausspeicherbare Energiemenge: 66 𝐺𝐺𝐺 ⋅ 0,8 = 53 𝐺𝐺𝐺 76 − 53 𝐺𝐺𝐺 = 23 𝐺𝐺𝐺 fehlen!
EE-Erzeugungsmenge bei 60 GW Wind und PV zwischen 8 und 20 Uhr Schlechtester Tag: 20 GWh
Zusätzliche mittlere zu entladende Energiemenge je Wochentag: 76 − 53 − 20 𝐺𝐺𝐺 ~ 3 𝐺𝐺𝐺
Entladung
Beladung
Maximale mittlere Tageslast
Lastverlauf
Abschätzung des Maximalbeitrags von Tagesspeichern
0102030405060708090
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Leis
tung
in G
W
Stunde des Tages
©FfE MOS-KOSI_001430102030405060708090
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Leis
tung
in G
W
Stunde des Tages
©FfE MOS-KOSI_00144
Hypothetisch gesicherte Leistung von 8,45 GW bei 100 % Verfügbarkeit
16 16
& Welchen Beitrag können Tagesspeicher zur gesicherten Leistung liefern
Zusätzlich gesicherte Leistungsbereitstellung in erster Linie durch Betrieb von PSW als Wochenspeicher oder durch andere Wochenspeicher!
CAES oder Batteriespeicher!
Entladung
Beladung
Maximale mittlere Tageslast
Lastverlauf
Abschätzung des Maximalbeitrags von Tagesspeichern
0102030405060708090
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Leis
tung
in G
W
Stunde des Tages
©FfE MOS-KOSI_001430102030405060708090
100
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
Leis
tung
in G
W
Stunde des Tages
©FfE MOS-KOSI_00144
Einzige Option: CAES Speicherkapazität bei Batteriespeichern sehr teuer
und jedes zusätzliche MW gesicherte Leistung durch Speicher geht mit einer großen
Speicherkapazität einher!
Lastverlauf am Tag der Jahreshöchstlast
17 17
&
2012
Welche nicht integrierbaren Energiemengen sind zu erwarten? Jahresdauerlinie unterschiedlicher Szenarien
2030, NEP
2030, ÜNB2012
2030, DFM
-40
-20
0
20
40
60
0 2.000 4.000 6.000 8.000
Last
in G
W
Stunde
©FfE MOS-RegMod_00104 -40
-20
0
20
40
60
0 2.000 4.000 6.000 8.000
Last
in G
W
Stunde
©FfE MOS-RegMod_00103
-40
-20
0
20
40
60
0 2.000 4.000 6.000 8.000
Last
in G
W
Stunde
©FfE MOS-RegMod_00102 -40
-20
0
20
40
60
0 2.000 4.000 6.000 8.000
Last
in G
W
Stunde
©FfE MOS-RegMod_00101
Nicht integrierbare Energie-menge (Stundenbilanz)
ohne CBS 0,97 TWh mit CBS 0,17 TWh
Nicht integrierbare Energie-menge (Stundenbilanz)
ohne CBS 0 TWh mit CBS 0 TWh
Nicht integrierbare Energie-menge (Stundenbilanz)
ohne CBS 4,31 TWh mit CBS 2,62 TWh
Nicht integrierbare Energie-menge (Stundenbilanz)
ohne CBS 6,35 TWh mit CBS 3,78 TWh
18 18
&
2012
Sind Saisonspeicher bis 2030 notwendig? Wochenbilanz der fluktuierenden Erzeuger
2030, NEP
2030, ÜNB2012
2030, DFM
Kein Bedarf an Saisonspeichern bzw. Wochenspeicher zur Integration überschüssiger Erzeugung!
0
2
4
6
8
10
12
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49
Ener
gie
in T
Wh
Woche des Jahres
©FfE MOS-RegMod_00530
0
2
4
6
8
10
12
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49
Ener
gie
in T
Wh
Woche des Jahres
©FfE MOS-RegMod_00531 0
2
4
6
8
10
12
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49
Ener
gie
in T
Wh
Woche des Jahres
©FfE MOS-RegMod_00532
0
2
4
6
8
10
12
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49
Ener
gie
in T
Wh
Woche des Jahres
©FfE MOS-RegMod_00533
19 19
& Merit Order - Projektstrukturen
Szenarien
Basisdaten
Simulation zur
Bewertung
Einsatzoptionen
Maßnahmen Handlungsem-pfehlungen
Die Sortierung der Maßnahmen erfolgt in den sechs Arbeitsschritten: Szenarien, Basisdaten, Maßnahmen, Einsatzoptionen, Simulation zur Bewertung, Handlungsempfehlungen.
20 20
& Modellinstrumentarium (1) Anlagen Ausbau- und Einsatzplanung
HÖS
HS
MS
NS
Erzeugungsgang
Flex. Lastgang
Subregion
Fernwärmenetz
Netzknoten 100 Netzknoten 101 Netzknoten 102
Ein Modell-Netzknoten kann aus realen oder aggregierten Netzknoten bestehen.
Beispiele für Aggregationsstufen: • Netzregionen • Gemeinden • Länder • …
Die Anlagen Einsatz- und Ausbauplanung (AAEP) kann auf unterschiedlichen Aggregationsebenen angewendet werden.
21 21
&
1
Modellinstrumentarium (2) Netzmodelle
Übertragungsnetzmodell
Verteilnetzmodell
Physikalisches Netzmodell hat im Gegensatz zum Netzmodell in der AAEP sehr hohen Rechenaufwand
Intelligente Selektion von kritischen Zeitpunkten und Orten mit der AAEP, detaillierte Analyse mit genauen Netzmodell.
Aus Wechselspiel zwischen AAEP und Netzmodell ergibt sich ein Lernprozess, in dem auch die AAEP in Bezug auf kritische Netzzustände verbessert wird.
Detaillierte Netzmodelle auf der Übertragungs- und Verteilnetzebne ergänzen die AAEP. Sie werden für genaue Aussagen zu kritischen Netzzuständen.
22 22
Die wichtigsten Erkenntnisse zu den Einzel-Speichertechnologien Es gilt: Kennwerte für Speicher sind i.A. nicht pauschal anzugeben. Sie hängen u.a. stark von der Einsatzoption ab. Die wenigen verallgemeinerbaren Aussagen sollen dennoch hier aufgeführt werden.
Die Kosten für Batteriespeicher werden in den nächsten Jahren deutlich fallen. Die Zyklenstabilität steigt ebenfalls deutlich an.
Power2Heat in großtechnischen Anwendungen bietet ein sehr kostengünstiges Potenzial von mehr als 10 GW, das zu jeder Zeit nutzbar ist.
Das Potenzial liegt im GW-Bereich über wenige Stunden. Die spezifischen Kosten sind i.d.R. stark abgängig von der Größe.
Es sind nur diejenigen Fahrzeuge für Lastflexibilisierung geeignet, die täglich bewegt werden.
Das Potenzial der Lastverschiebung elektrischer Wärmebereitstellung in privaten Haushalten liegt im TWh-Bereich. Aber viele Hindernisse bei Erschließung und hoher Aufwand bei Steuerung.
Die bestehenden und geplanten Pumpspeicher decken nahezu vollständig die gesicherte Leistung, die mit Tagesspeichern bereitgestellt werden kann.
H2-Elektrolyse ist nur für Spezialanwendungen relevant (u.a. Hybridisierung von Industrieprozessen). Methanisierung ist teuer.
23 23
Einsatzoptionen unterscheiden sich hinsichtlich des Bedarfs, der Anforderungen an Speicher und der Kosten Zusammenfassung der wichtigsten Erkenntnisse zu den Einsatzoptionen
Bis zum Jahr 2030 reichen Wochenspeicher aus, um ‚überschüssige‘ Einspeisung zu integrieren; aus Akteurssicht stellt die Integration der eigenen ‚überschüssigen‘ Einspeisung vor allem für Privatkunden mit PV-Anlage eine Einsatzoption dar.
3
Die Ausgestaltung des Marktes (z.B. Blocklänge am Day Ahead- und Intraday-Markt) kann ohne Bedarf aus Systemsicht zu einem Einsatz von Speichern führen. (vgl. 15-Minuten Intraday-Preisschwankungen)
2
Prognosen zu Preisentwicklungen am Regelleistungsmarkt sind aufgrund der zahlreichen Einflussfaktoren mit großen Unsicherheiten behaftet. Aufgrund des großen Power2Heat-Potenzials sollten die Preise für negative Regelleistung aber nicht über die heutigen Preise hinaus ansteigen.
5
Maßnahmen des Engpassmanagements (Redispatch und EinsMan) sind angesichts des geplanten Netzausbaus als Übergangslösungen zu sehen.
4
Der Bedarf an Lastglättung ist nicht physikalischer, sondern wirtschaftlicher Natur. Die Einsatzoption Lastglättung aus Systemsicht deckt sich mit dem wirtschaftlichen Interesse der Akteure Erlöse im kurzfristigen Handel (Day-Ahead) zu erzielen.
1
Aus Akteurssicht bestehen derzeit noch Grenzen in der praktischen Umsetzung, z.B. durch mangelnde Anreize zum „systemdienlichen Verhalten“ und unklare Rahmenbedingungen.
6
24 24
& Merit Order Matrix (Technologiekennwerte 2030 – Marktdaten 2012/2013)
KWK + Wärmespeicher Lastglättung / Kurzfristiger Stromhandel
Power2Heat + Wärmespeicher Regelleistung / Regelleistung
Power2Gas (H2 und CH4) Regelleistung / Regelleistung
Flex. Industrie (stromint. mit & ohne Prod.ausfall) Lastglättung / Spitzenlastmanagement
Flex. Industrie (Querschnittstechnologien) Lastglättung / Spitzenlastmanagement
Ren
tabi
lität
sind
ex (A
kteu
r)
Rentabilitätsindex (System) 0
0
Stationärer Großbatteriespeicher (Li-Ion) Regelleistung / Regelleistung
Pumpspeicher Regelleistung / Regelleistung
Druckluftspeicher (diab. und adiab.) Regelleistung / Regelleistung
Batteriespeicher in Haushalten Lastglättung / Erhöhung des Eigenverbrauchs
Power2Heat in Haushalten (hybrides Heizsystem) Regelleistung / Regelleistung
Flex. Haushaltsgeräte (White Goods & Kühlg.) Lastglättung / Erhöhung des Eigenverbrauchs
Gesteuertes Laden (min. & max. Fahrleistung)
Flex. Power2Heat in Haushalten (WP & NSH) Regelleistung / Regelleistung
Lastglättung / Kurzfristiger Stromhandel
CH4
H2
max NSH
diab
min
adiab
WP
Die Merit Order Matrix der funktionalen Energiespeicher.
White
Kühl
Ausfall
25 25
& Fallbeispiel: Power2Heat in Grafing bei München Vorgehensweise zur Optimierung und zum Test von Wärme und Biogasspeicher in der Fallstudie Grafing.
26 26
& Schematische Darstellung der Power2Heat Anlage
Quelle: Rothmoser GmbH & Co. KG
Schaltplan des implementierten Wärmespeichers mit integrierter Power2Heat-Anlage .
27 27
& Power 2 Heat in der Praxis
Installiert wurde ein 60m³ Wärmespeicher am bestehenden KWK Standort im Zentrum von Grafing
Quelle: Rothmoser GmbH & Co. KG Der Wärmespeicher wurde in einem Stück geliefert und von zwei Autokränen an seinen Bestimmungsort gehoben..
28 28
& Power 2 Heat in der Praxis
Eine Umfrage unter der Grafinger Bevölkerung hat eine hohe Akzeptanz für diese Speicherlösung ergeben
Quelle: Rothmoser GmbH & Co. KG
Für die neue Power2Heat Anlage musste keine neue Fläche versiegelt werden. Die Integration am bestehenden Standort der Firma Rothmoser sorgt für eine hohe Akzeptanz.
29 29
& Power 2 Heat in der Praxis
Derzeit wird die Power2Heat Anlage nur zur Regelleistungsbereitstellung eingesetzt
Quelle: Rothmoser GmbH & Co. KG Zum aktuellen Zeitpunkt wird das Power2Heat Element nur zur Bereitstellung von Regelleistung eingesetzt.
30 30
& Power 2 Heat in der Praxis
Eine Erhöhung der Leistung ist Zukünftig möglich. Erste Betriebserfahrung zeigt einen technisch reibungsfreien Betrieb. Durch gesunkene Regelenergiepreise nur geringes Erlöspotenzial.
Quelle: Rothmoser GmbH & Co. KG
Die technische Machbarkeit konnte im Rahmen der Fallstudie bestätigt werden. Für die Zukunft besteht weiterer Forschungsbedarf für passende Geschäftsmodelle.
31 31
& Fazit
4 Weil die Fragestellungen nicht nur einen Akteur betreffen sind vielschichtige Konsortien für Projekte der Systemanalyse hilfreich.
1 Bewertung von Maßnahmen ist aufgrund der Vielschichtigkeit der Bewertungskriterien (wirtschaftlich, gesellschaftliche, …) komplex. Das Modellinstrumentarium der FfE kann alle Aspekte abbilden.
2 Es gibt vielfältige neue Optionen für den Einsatz bestehender und neuer Technologien. Technologien sind häufig nicht nur für eine Einsatzoption verwendbar. Daraus können sich Interessenskonflikte der Akteure ergeben.
3 Häufig können Akteure aufgrund des rechtlichen Rahmens nicht auf Maßnahmen zugreifen. Dies kann in Forschungsprojekten ausgeblendet werden und so können Handlungsempfehlungen abgeleitet werden.
32 32
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit und die Unterstützung von
33
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
34 34
& Die Entwicklung von Szenarien gliedert sich in sechs Phasen
Fokus der Präsentation: Ausgestaltung der einzelnen Phasen im Projekt MONA 2030
Übersicht zu den Phasen der Szenarien-Entwicklung
Sze
nario
-Ent
wic
klun
g
Untersuchung des Projektumfeldes (Stakeholder-Analyse)
1 Identifikation potenzieller Einflussfaktoren (Umfeld-Analyse)
2 Untersuchung der Wirkzusammenhänge der Einflussfaktoren (Einfluss-Analyse)
3 Auswahl relevanter Einflussfaktoren (Systemvernetzung)
4 Festlegung von Schlüssel- und potenziellen Störfaktoren sowie geeigneten Deskriptoren (Trendprojektion)
5 Bildung von Rohszenarien (Konsistenzanalyse)
6 Erarbeitung der MONA Szenarien (Scenario Writing)
Szenario Transfer (Parametermodellierung bei der Merit Order Erstellung)
35 35
& Die Abgrenzung und Definition des Untersuchungs- feldes erfolgt über eine Stakeholder-Analyse Untersuchung des Projektumfeldes
Bürger
Gesetz-geber
Industrie
Verbände
Strom-erzeuger ÜNB
Politik
Prosumer
VNB
Ver-braucher
F&E
…
Sammlung potenzieller Stakeholder
Wer ist von der Fragestellung betroffen?
A
Sortierung und Klassifizierung der Stakeholder
Wer steht im Projektfokus, wer im Projektumfeld ?
B
Gesetz-geber
Verbände Politik Bürger
F&E Industrie Ver-braucher
Stromerzeuger Netzbetreiber Stromhändler
Foku
s
…
Um
feld
36 36
Einsatzoptionen unterscheiden sich hinsichtlich des Bedarfs, der Anforderungen an Speicher und der Kosten Zusammenfassung der wichtigsten Erkenntnisse zu den Einsatzoptionen
Bis zum Jahr 2030 reichen Wochenspeicher aus, um ‚überschüssige‘ Einspeisung zu integrieren; aus Akteurssicht stellt die Integration der eigenen ‚überschüssigen‘ Einspeisung vor allem für Privatkunden mit PV-Anlage eine Einsatzoption dar.
3
Die Ausgestaltung des Marktes (z.B. Blocklänge am Day Ahead- und Intraday-Markt) kann ohne Bedarf aus Systemsicht zu einem Einsatz von Speichern führen. (vgl. 15-Minuten Intraday-Preisschwankungen)
2
Prognosen zu Preisentwicklungen am Regelleistungsmarkt sind aufgrund der zahlreichen Einflussfaktoren mit großen Unsicherheiten behaftet. Aufgrund des großen Power2Heat-Potenzials sollten die Preise für negative Regelleistung aber nicht über die heutigen Preise hinaus ansteigen.
5
Maßnahmen des Engpassmanagements (Redispatch und EinsMan) sind angesichts des geplanten Netzausbaus als Übergangslösungen zu sehen.
4
Der Bedarf an Lastglättung ist nicht physikalischer, sondern wirtschaftlicher Natur. Die Einsatzoption Lastglättung aus Systemsicht deckt sich mit dem wirtschaftlichen Interesse der Akteure Erlöse im kurzfristigen Handel (Day-Ahead) zu erzielen.
1
Aus Akteurssicht bestehen derzeit noch Grenzen in der praktischen Umsetzung, z.B. durch mangelnde Anreize zum „systemdienlichen Verhalten“ und unklare Rahmenbedingungen.
6
37 37
Kernfragen
Systeminfrastruktur: Kraftwerke, Netze, Speicher Randbedingungen: bspw. CO2-Ziele, Ausbau Wind und PV Betriebswirtschaftliche Gesichtspunkte: Erlöse und Erwirtschaftung der Deckungsbeiträge Ausgestaltung des Marktes: bspw. regulatorische Rahmenbedingungen, Subventionen 1
38 38
Kernfragen
Systeminfrastruktur: Kraftwerke, Netze, Speicher Randbedingungen: bspw. CO2-Ziele, Ausbau Wind und PV Betriebswirtschaftliche Gesichtspunkte: Erlöse und Erwirtschaftung der Deckungsbeiträge Ausgestaltung des Marktes: bspw. regulatorische Rahmenbedingungen, Subventionen
Ausgestaltung des Marktes, um die
betriebswirtschaftliche Lösung dem
volkswirtschaftlichen Optimum anzunähern.
Betriebswirtschaftlich wahrscheinlich Volkswirtschaftlich optimiert
Welche Systeminfrastruktur ist unter
gegebenen Randbedingungen aus
Kostensicht am günstigsten für das
Versorgungssystem?
Welche Systeminfrastruktur wird sich unter
gegebenen Randbedingungen und
betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten
ergeben?
1
Systeminfrastruktur
39 39
„Welche Mechanismen, Technologien und Wechselwirkungen müssen in Zukunft für eine ganzheitliche Netzplanung
berücksichtigt werden?“
„Auf welche Weise kann eine sinnvolle räumliche Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch gewährleistet werden?“
2. Ziele und Motivation des Verbundantrags Zentrale Fragestellungen
40 40
Merit Order Matrix (Technologiekennwerte 2030 – Marktdaten 2012/2013)
Batteriegroßspeicher Lastglättung / Kurzfristiger Stromhandel
Batteriespeicher in Haushalten Lastglättung / Erhöhung des Eigenverbrauchs
Power2Gas (H2 und CH4) Regelleistung / Regelleistung
KWK + Wärmespeicher Lastglättung / Kurzfristiger Stromhandel
Power2Heat in Haushalten (hybrides Heizsystem) Regelleistung / Regelleistung
Power2Heat + Wärmespeicher in FW-Systemen Regelleistung / Regelleistung
Flex. Haushaltsgeräte (White Goods & Kühlg.) Lastglättung / Erhöhung des Eigenverbrauchs
Flex. Industrie (stromint. mit & ohne Prod.ausfall) Lastglättung / Spitzenlastmanagement & Regelleistung
Flex. Industrie (Querschnittstechnologien) Lastglättung / Spitzenlastmanagement
Gesteuertes Laden (min. & max. Fahrleistung)
Pumpspeicher Regelleistung / Regelleistung
Bet
riebs
wirt
scha
ftlic
he A
ttrak
tivitä
t
Volkswirtschaftlicher Mehrwert 0
0
Flex. Power2Heat in Haushalten (WP & NSH) Regelleistung / Regelleistung
Druckluftspeicher (diab. und adiab.) Regelleistung / Regelleistung
Lastglättung / Kurzfristiger Stromhandel
CH4
H2
min
max
WP
NSH
diab
adiab
White
Ausfall
Kühl
Die Merit Order Matrix der funktionalen Energiespeicher.
top related