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
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1. Zielsetzung der Marktmodellierung
2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise
3. Methodik
4. Marktmodellierung
5. Marktsimulation
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Schroth (EnBW Transportnetze)
INHALTSVERZEICHNIS
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FOKUS
*
* Hauptaugenmerk der BNetzA auf Szenario B 2022
VORGEHENSMODELL ENTWICKLUNG NEP 2012
DER NEP 2012 WIRD IN VIER AUFEINANDERFOLGENDEN
SCHRITTEN ERSTELLT
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Schroth (EnBW Transportnetze)
INSTITUTSVORSTELLUNG IAEW
Schinkelstraße 6
52062 Aachen
Telefon:+49 241 80-97653
Telefax:+49 241 80-92197
E-Mail: [email protected]
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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
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1. Zielsetzung der Marktmodellierung
2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise
3. Methodik
4. Marktmodellierung
5. Marktsimulation
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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
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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
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Eine Netzdimensionierung ist auf dieser
Grundlage allein nicht möglich !
Die Erzeugung aus
erneuerbaren Energien
hat keinen Bezug zum
Verbrauch.
vereinfachte
Verbraucherlastkurve
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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-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
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Das Marktmodell zeigt die Verbrauchs- und Erzeugungssituation in den Marktgebieten
und im grenzüberschreitenden Energieaustausch.
ABLEITUNG MARKTMODELL
1. Zielsetzung der Marktmodellierung
2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise
3. Methodik
4. Marktmodellierung
5. Marktsimulation
INHALTSVERZEICHNIS
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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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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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
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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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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Schroth (EnBW Transportnetze)Berlin, 31. Januar 2012
1. Zielsetzung der Marktmodellierung
2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise
3. Methodik
4. Marktmodellierung
5. Marktsimulation
INHALTSVERZEICHNIS
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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
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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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
Frei vermarktbarer
Einsatzbereich
Durch Wärmebedarf
vorgegebene
Mindesteinspeisung
Großkraftwerke mit Wärmeauskopplung
Blockheizkraftwerke
MODELLIERUNGKRAFT-WÄRME-KOPPLUNG
Zeitverlauf
Le
istu
ng
Woche n Woche n+1
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
1. Zielsetzung der Marktmodellierung
2. Erkenntnisgewinn und grundsätzliche Arbeitsweise
3. Methodik
4. Marktmodellierung
5. Marktsimulation
INHALTSVERZEICHNIS
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
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
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Schroth (EnBW Transportnetze)
VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT!
FÜR FRAGEN STEHEN IHNEN DIE REFERENTEN AUCH NACH DER VERANSTALTUNG ZUR
VERFÜGUNG
Mike HermannTenneT TSO GmbHBernecker Strasse 7095448 Bayreuth
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