Einflussgrößen auf Redispatchmengen in Deutschland

• Einleitung und Überblick

• Verfahren und Modelle

• Parametrierung und Annahmen

• Simulationsergebnisse

2024: Ultranet

2025: HGÜ, Offshore, Onshore/PV

Kurzfassung

2

Simulationen und Untersuchungsprogramm

• Simulation der europäischen Strommärkte für unterschiedliche EE-Kapazitäten in Deutschland

• Simulation des Netzbetriebs und des resultierenden Redispatch für DE mit verschiedenen Netz- und HGÜ-Ausbaustufen

Untersuchung des Einflusses auf Redispatchmengen in Deutschland für unterschiedliche Szenarien in 2024 und 2025

Zentrale Erkenntnisse

• Bei betrachtetem Szenario führt Engpasssituation in 2024 zu leicht höherem Redispatchbedarf als in 2015

• Redispatch aufgrund von auftretenden Engpässen hauptsächlich in Nord-Süd-Richtung

• Bei Inbetriebnahme der vier geplanten HGÜs in 2025, signifikante Reduktion der Redispatchmenge auf ~2,1 TWh/a

• Redispatch: Leistungsanpassung (+/-) von Erzeugungseinheiten Bereitstellung durch konventionelle Kraftwerke und Abregelung von Windenergieanlagen

Bereitstellung von Regelreserve und Wärme begrenzt Redispatchfähigkeit

• Einfluss von zusätzlicher EE-Einspeisung auf Redispatchmengen in Abhängigkeit der geografischen Verteilung Geringerer Einfluss der zusätzlichen Einspeisung bei homogener Verteilung über Deutschland

Anstieg der Redispatchmenge bei zusätzlicher Einspeisung in Norddeutschland: In 2025 (mit geplanten HGÜs) führen 5 GW zusätzlich

installierte Offshore-Kapazität (≈20 TWh/a Erzeugung) zu einem Anstieg der Redispatchmenge von bis zu 4 TWh/a

Auch bei Inbetriebnahme der geplanten HGÜs, Abregelung von Erzeugung im Norden Deutschlands notwendig

DONG

Identifikation von Einflussgrößen auf Redispatchmengen in Deutschland

Simulation

Überblick über die Studie

Untersuchung des Einflusses unterschiedlicher Markt- und Netzszenarien auf

Netzengpässe und Redispatchmengen mithilfe von Simulationsergebnissen

Nuclear

Lignite

Hard coal

Gas/oil

Hydro

KKWBraunkohleSteinkohleGas/ÖlWasser-

kraft

Marktmodell

Marktsimulation

Redispatch-

simulation

Betrachtungsbereich

380 kV330 kV220 kV

Netzmodell

Ziel der Studie

• Identifikation von Einflussgrößen

auf Redispatchmengen in

Deutschland

• Insbesondere Betrachtung von

Offshore Netzverknüpfungs-

punkten in Norddeutschland

Entsprechende Auswahl der

Parameter und Untersuchungen

Sensitivitätsanalyse

• Variation der Parameter zur

Identifikation ihres Einflusses durch

Vergleich mit Referenzszenario

DONG 3

Marktmodell

KKWBraunkohleSteinkohleGasÖlWasserkraft

DONG 4

Modellbeschreibung

• Minimierung der gesamten Erzeugungskosten unter Berücksichtigung

technischer Randbedingungen

• Modellierung der Kraftwerke Technische Randbedingungen, z.B. Leistungsgrenzen (Min./Max.), Anfahrzeiten

Kosten für Primärenergieträger (inkl. Transport) und Emissionszertifikate

Zusätzliche Kosten (z.B. Betriebsmaterial, Startkosten)

• Berücksichtigung von Net Transfer Capacities (NTCs) bei

grenzüberschreitenden Leistungsflüssen

• Simulation von 8760 konsekutiven Stunden

Ergebnis: Stündliche Einspeisung jeder modellierten

Erzeugungseinheit als Eingangsdaten für Netzsimulation

400 - 380 kV

330 kV

275 - 220 kV

150 - 110 kV

HVDC

Modell des europäischen Übertragungsnetzes

DONG 5

Modellbeschreibung

• Exakte Netzdaten nur für Übertragungsnetzbetreiber verfügbar

• Verwendetes Netzmodell basierend auf öffentlich verfügbaren Daten

• Parametrierung der Betriebsmittel des Netzmodells

anhand veröffentlichter Referenzlastflüsse

• Keine explizite Berücksichtigung von Schaltzuständen

oder Topologiemaßnahmen

• Keine explizite Modellierung der unterlagerten Netzebene

Detailgrad (~4.000 Knoten, ~7.000 Zweige) des

Netzmodells abgestimmt auf fundamentale

Untersuchungen des Übertragungsnetzes

Ultranet

Referenzszenarien und Sensitivitäten

Überblick über den Untersuchungsrahmen

• Untersuchung von zwei Basisszenarien sowie verschiedener Sensitivitäten

2025

Referenz

• Simulation mit 2024

Erzeugungsportfolio

• Parametrierung/Simulation des

Szenarios für 2024 ohne die

für 2025 geplanten HGÜ-

Verbindungen

Referenz

• Angepasstes

Erzeugungsportfolio

für 2025

• Simulation mit für

2025 geplanten

HGÜs

Offshore-Szenario

• Anstieg der

installierten Leistung

für Offshore Wind

in Deutschland

(Netz unverändert)

• Sensitivität mit

neuer HGÜ

Onshore/PV-Szen.

• Anstieg der

installierten Leistung

für Onshore Wind

und PV in

Deutschland

• Netz unverändert

• 2024 Szenario: Untersuchung der Redispatchmengen bei Inbetriebnahme von HGÜ Ultralink (Süd)

• 2025 Szenarien: Untersuchung des Einflusses eines Anstiegs der Einspeisung aus Offshore-Wind bzw.

Onshore-Wind und PV

Szenarien basieren auf öffentlich verfügbaren Daten (z.B. installierte Leistung Offshore aus NEP2030)

DONG 6

Netzmodell 2015

Netzparametrierung

DONG 7

HVDC220 kV380 kV

Netzmodell 2024 Netzmodell 2025

Anpassung des Netzmodells entsprechend geplanter Projekte

• Veränderte Einspeisung gegenüber 2014 aufgrund von Veränderungen

im Erzeugungsportfolio

• Zunahme des Imports und Exports in fast allen Marktgebieten

Ergebnisse Marktsimulation - 2024

Import / Export

DONG

Import / Export (Deutschland, 2024)

8

[TWh/a] Referenz 2024

Import Export

Deutschland 75,5 99,2

Dänemark 30,5 34,8

Frankreich 57,2 92,2

Österreich 41,8 27,4

Italien 119,8 0,2

Polen 17,8 22,7

Norwegen 31,5 35,6

Schweden 9,5 60,4

Jährliche Erzeugung (Deutschland, 2024)

0

100

200

300

400

500

600

Reference2024

EntsoE2014

DE

other

biomass

solar

wind offshore

wind onshore

hydro

oil

chp

natural gas

hard coal

lignite

nuclear

load

Jah

rese

ner

giem

enge

TWh

a

0

100

200

300

400

500

600

Reference2024

EntsoE2014

DE

Sonstiges

Biomasse

PV

Wind offshore

Wind onshore

Wasser

Öl

KWK

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Kernenergie

Last

Jah

rese

ner

giem

enge

TWh

a

0,7

23,2

9,7

1,9

1,23,1

14,2

4,5

15,4

4,2

4,3

0,6

3,531,1

9,2

4,4

5,6

0,1

2,39,3

1,29,50,914,6

DKW

PL

CZ

ATCH

FR

BE

NL

LU

NODKE

SE

+23,6 TWh/a

Exportbilanz

Redispatchmengen• Ergebnis Netzsimulation 2024: 16,4 TWh/a

inklusive Abregelung von Windenergieanlagen

Netzengpässe insbesondere in Nord-Süd-Richtung

Leistungserhöhung im Rahmen von Redispatch

insbesondere bei Gaskraftwerken im Süden (bei

gleichzeitiger Abregelung von Windenergie-

einspeisung im Norden)

Abregelung

Netzverknüpfungspunkte der Offshore-Windparks in

Nord- (680 GWh) und Ostsee (24 GWh) sind

betroffen

Ergebnisse der Netzsimulation - 2024

Redispatchmengen – Jährliche Untersuchung 2024

DONG 9

Netzengpässe

2,0 TWh/a Leistungsreduzierung

Leistungserhöhung 1 %15 %> 30 %

Leitung (n-1)-überlastet in

Marktparametrierung - 2025

Unterschiede in installierter Erzeugungsleistung in Deutschland für 2025 Szenarien

10

Installierte Erzeugungsleistung (2025)

DONG

Referenzszenario 2025• Anstieg EE-Leistung in Deutschland

Offshore Sensitivität• + 5 GW installierte Leistung Offshore

• Insg. 17,4 GW Offshore-Wind-Leistung

Zusätzliche Leistung in Norddeutschland

Onshore-/ PV-Sensitivität• Offshore-Kapazität wie in Referenz

• +4 GW installierte Leistung Onshore

• +13,3 GW installierte Leistung PV

Zusätzliche Leistung hauptsächlich im

Süden Deutschlands

• Zusätzliche Einspeisung in beiden

Sensitivitäten: ~20 TWh/a

Dazu größere installierte Kapazitäten in

Onshore-/PV-Sensitivität als in Offshore-

Sensitivität notwendig

Installierte EE-Leistung (2025) in GW

Szenarien

0

50

100

150

200

250

Refe

rence

Offsh

ore

On

sho

re/P

V

DE

other

biomass

solar

wind offshore

wind onshore

hydro

oil

natural gas

hard coal

lignite

load

GW

Erze

ugu

ngs

kap

azit

ät/S

pit

zen

last

0

50

100

150

200

250

Re

fere

nce

Offshore

On

sho

re/P

V

DE

Sonstiges

Biomasse

PV

Wind offshore

Wind onshore

Wasser

Öl

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Last

GW

Erze

ugu

ngs

kap

azit

ät/S

pit

zen

last

54,2 54,2 58,2

12,4 17,4 12,4

68,254,954,912,4

17,4

12,4

27,2

25,3

25,3

11,5

9,2

9,2

Onshore/PV

Offshore

Reference

7,9

7,4

7,4

32,7

26,3

26,3

Onshore/PV

Offshore

Reference

23,1

21,5

21,5

24,0

19,3

19,3

Onshore/PV

Offshore

Reference

Netzverknüpfungspunkte - Referenz 2025

Netzparametrierung - 2025

11

• Zuordnung von Offshore-Windparks

zu Netzverknüpfungspunkten

Netzanbindung Offshore

NetzanbindungReferenz 2025

Leistung [MW]

Offshore Szen.

Leistung [MW]

UW Emden/Borßum 1968 2873

UW Inhausen 111 111

KS Dörpen/West 2528 2616

KS Büttel 3037 3030

KS Diele 2070 1200

UW Cloppenburg Ost 900 2700

UW Lubmin 1485 1500

UW Bentwisch 336 670

UW Hamburg Nord - 900

UW Wilhelmshaven 2 - 1800

Summe ~ 12,4 GW 17,4 GW

DONG

LubminBentwisch

DieleCloppenburg Ost

Büttel

Dörpen

Inhausen,

Unterweser,

Wilhelmshaven

EmdenHamburg Nord

1,0 TWh/a Leistungsreduktion Leistungserhöhung

Ergebnisse Netzsimulation - 2025

12

• Redispatch 2024: ~ 16,4 TWh/a

• Redispatch 2025: ~ 2,1 TWh/a

• Netzengpässe in 2024 Vor Redispatch: ~ 12 TWh/a

• Netzengpässe in 2025 Vor Redispatch: ~ 1 TWh/a

Reduzierte Engpässe in 2025 vor

Redispatchmaßnahmen, aufgrund

• der Inbetriebnahme aller für 2025

geplanten HGÜ-Verbindungen

• des Ausbaus des AC-Netzes

Redispatchmengen – Jährliche Untersuchung für 2024 und 2025

Referenz 2024 Referenz 2025

DONG

Ergebnisse Netzsimulation - 2025

13

Redispatchmengen

• Referenzszenario: 2,1 TWh/a

• Onshore-/PV-Szenario: 2,6 TWh/a

• Offshore-Szenario: 5,7 TWh/a

Onshore/PV-Szenario

• Geringer Einfluss auf Engpasssituation

aufgrund homogener Verteilung der

der Kapazitäten in Deutschland

Leichter Anstieg des

Redispatchbedarfs

Offshore-Szenario

Anstieg der Redispatchmenge

aufgrund der Konzentration der

Einspeisung im Norden

Jährliche Untersuchung – Redispatch

Referenz 2025 Offshore-Szenario 2025

DONG

1,0 TWh/a Leistungsreduktion Leistungserhöhung

Ergebnisse Netzsimulation - 2025

14

• Redispatch ohne DCY: ~ 5,7 TWh/a

• Redispatch mit DCY: ~ 2,7 TWh/a

• Insbesondere in Nord-West-Richtung

Verringerung der Redispatchmengen

aufgrund Inbetriebnahme der HGÜ

von Cloppenburg Ost nach Uentrop1

Bei Inbetriebnahme von DCY

Redispatchmengen im Bereich des

Referenzszenarios (~ 2,1 TWh/a)

Geringere Abregelung der

Einspeisung aus Offshore-Windparks

zu erwarten

1Basierend auf erstem Entwurf des NEP 2030

Untersuchung des Offshore-Szenarios mit zusätzlicher HGÜ

Offshore-Szenario ohne DCY Offshore-Szenario mit DCY

DONG

1,0 TWh/a Leistungsreduktion Leistungserhöhung

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

oi@iaew.rwth-aachen.de

http://www.iaew.rwth-aachen.de

Institutsleiter

Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert Moser

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