Der Energy System Development Plan (ESDP)
Die Energiewende in Deutschland hin zu einer Energieversorgung mit einem Anteil von 60% aus Erneuerbaren Energien am Gesamtenergieverbrauch und 80% am Stromverbrauch führt zu neuen Anforderungen an Energiewandlungstechnologien, Infrastrukturmaßnahmen sowie Marktmodellen. Die integrierte Modellierung des Strom-, Wärme-, Brennstoff- und Transportsektors stellt somit einen vielversprechenden Ansatz für die Gestaltung effizienter, kostengünstiger und umweltfreundlicher Energieversorgungssysteme bei einer hohen Durchdringung Erneuerbarer Energien dar. Im Rahmen des Energy System Development Plan (ESDP) wurde am Institut für Hochspannungstechnik ein Modell (Abbildung 1) zur Analyse und Bewertung unterschiedlicher Ausprägungen (Szenarien) des zukünftigen Energiesystems entwickelt, das für verschiedene Regionen anwendbar ist.
Durch die zunehmende Anzahl dezentraler Erzeugungseinheiten sowie die integrierte Betrachtung mehrerer Energieformen steigt die Komplexität und es werden effiziente Modellierungstechniken und Instrumente zur ganzheitlichen Analyse multimodaler Energiesysteme benötigt. Um die große Anzahl potentieller Wandlungseinheiten sowie die sich daraus ergebende Komplexität betrachten zu können wurde das Konzept der Energiezellen eingeführt, welche definiert sind als Versorgungsgebiet eines 380kV/220kV Umspannwerkes in Deutschland.
Der im ESDP verfolgte Modellierungsansatz besteht aus einer bottom-up Betrachtung für die dezentralen Energieeinheiten sowie einer top-down Betrachtung für zentrale Kraftwerke, Speicher, power-to-heat Anlagen sowie grenzüberschreitendem Stromhandel.
Das Kernstück des ESDP bildet die European Multimodal Market Simulation (EMMS), welche den aus gesamtsystemischer Sicht kostenminimalen Einsatz aller Energieeinheiten berechnet ( : Stromerzeugung von Kraftwerk pp in Land i zum Zeitpunkt t ; : spezfische Erzeugungskosten; : Wärmebereitstellung von dezentraler Erzeugungseinheit dgs in Subzelle sc, Zelle c und Land i zum Zeitpunkt t; : spezifische Erzeugungskosten).
Die Berechnung des Einsatzes der verschiedenen Erzeugungseinheiten erfolgt unter Berücksichtigung des grenzüberschreitenden Stromaustausches sowie der Bedingung, dass die Last in jedem Land durch die eigene Erzeugung sowie den Austausch mit den Nachbarländern gedeckt wird. Zusätzlich berücksichtigt das System die zusammenhängende Erzeugung von Strom und Wärme in Kraftwerken, wobei die Wärme für die Fernwärmeversorgung in Haushalten und GHD-Betrieben sowie Prozesswärmebereitstellung in Industriebetrieben genutzt werden kann.
Die Einführung der Energiezellen ermöglicht die Betrachtung verschiedener Zellbetriebsmodi. Diese ermöglichen es, den Einfluss verschiedener regulatorischer sowie marktbasierter Rahmenbedingungen zu untersuchen. Zu den implementierten Betriebsstrategien zählen u.a.:
Lokaler Betriebsmodus: Zellen werden nach lokalen Zielen betrieben, z.B. wärmegeführter Betrieb, Eigenverbrauchsmaximierung von PV-Batteriespeicher-Systemen.
Marktgeführter Betriebsmodus: Die Flexibilität der Zellen steht dem Gesamtsystem zur Verfügung. Anlagen werden in Abhängigkeit des Strommarkt-Spotpreises als Teil eines virtuellen Kraftwerks betrieben.
Zell-Autarkie-Maximierung: Ziel ist die Maximierung der Selbstversorgung der Zellen bzw. Minimierung des Strombezugs jeder Zelle.
Verteilungsnetzfreundlicher Betrieb: Ziel ist ein Peak-Shaving durch dezentrale Energiesysteme zur Entlastung des Verteilungsnetzes.
Als Ergebnis der Marktsimulation werden die elektrischen und thermischen Fahrpläne aller zentralen und dezentralen Energieeinheiten sowie Gesamtsystemkosten, Emissionen, technologiespezifische Volllaststunden sowie der Primärenergieverbrauch ausgegeben. Zusätzlich werden die Ergebnisse der Marktsimulation als Input für Verteil- und Übertragungsnetzberechnungen verwendet.
Abb. 2: Auswirkungen des marktgeführten Betriebs sowie zentraler power-to-heat Einheiten
Als beispielhaftes Ergebnis werden verschiedene Simulationen von Szenario 1 dargestellt. Szenario 1.1 beschreibt den lokalen Betriebsmodus und Szenario 1.2 den marktgeführten Betriebsmodus. Zusätzlich wurden in Szenario 1.2 zentrale power-to-heat Einheiten hinzugefügt, die als Einspeiser für die Fernwärmenetze und damit als Flexibilität für die anderen konventionellen Kraftwerke dienen, die ansonsten die Versorgung der Fernwärmenetze gewährleisten müssen.
Die Ergebnisse in Abbildung 2 zeigen einen positiven Einfluss des marktgeführten Betriebs und der zentralen power-to-heat Anlagen. Die variablen Erzeugungskosten (elektrisch & thermisch) aller Sektoren lassen sich um rund 1,3 Mrd. € (4%) senken. Die CO2 Emissionen reduzieren sich gleichzeitig um 7% auf 146,8 Mio. Tonnen. Die Abregelung Erneuerbarer Energien, die nötig ist um eine gültige Lösung zu erhalten, reduziert sich von 16,5 TWh auf 8 TWh und verbessert dadurch die Integration Erneuerbarer Energien in das Gesamtsystem.
UNIV.-PROF. DR.-ING. ARMIN SCHNETTLER
Mitglied JARA-ENERGY
Institut für Hochspannungstechnik
Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen