Herzlich willkommen zum Abschlussworkshop des … › downloads › 20190708_AVerS_Abschl... · 2019-07-15 · 3 08.07.2019 Entwicklungstreiber der Versorgungssicherheit 1. Veränderungen

Projektpartner:

Herzlich willkommen zumAbschlussworkshop des

Forschungsprojekts AVerS!

2 08.07.2019

Agenda

AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart

1 Begrüßung und Projektvorstellung

2 Überblick der angewandten Methodik

3 Entwicklungen im Referenzszenario (REF)

4 Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)

5 Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)

6 Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)

7 Fazit und Diskussionsrunde

3 08.07.2019

Entwicklungstreiber der Versorgungssicherheit

1. Veränderungen im Kraftwerkspark


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Umfangreiche Stilllegungen von

gesicherter Kraftwerksleistung durch:

beschlossenen Kernkraftausstieg

unrentable Kraftwerke

abzusehenden Kohleausstieg

Hoher Stilllegungsanteil in

Süddeutschland

Quelle: BNetzA (2019) Kraftwerksstilllegungsanzeigen

4 08.07.2019


1. Veränderungen im Kraftwerkspark


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Entwicklung der gesicherten

Kraftwerksleistung in Deutschland:

Stilllegungen von ca. 26 GW bis

2023

Auf Grund des Kohleausstiegs

werden weitere 30 GW bis 2038

reduziert werden

Quelle: Eigene Darstellung nach BNetzA (2019)

9,5

21,2

15,0 15,0

23,7

15,0 15,0

29,4

28,0 28,0

4,3

4,1 4,1

5,6

5,6 5,6

3,8

3,7 3,7

7,7

7,7 7,7

3,5

3,5

6,4

6,4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2019 mit PSP 2023 mit PSP 2023 ohne PSP

Kap

azitä

t [

GW

]

Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas

Mineralöl Sonstige Laufwasser Biomasse

115,1

88,9

79,1

5 08.07.2019

433

2.987 2.670 3.536

6.812

20.736

16.431

26.138

21.217

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2.010 2.011 2.012 2.013 2.014 2.015 2.016 2.017 2.018

[GW

h]

Redispatch Einspeisemanagement Netzreserve


2. Netzengpässe


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Windkraft-Zubau in Norddeutschland führt zu:

Zunehmenden Nord-Süd-Engpässen im

Übertragungsnetz

Steigenden Abregelungs-, Netzreserveeinsatz-

und Redispatchvolumina und -kosten

Quelle: BNetzA (2019): Netz- u.

Systemsichertsmaßnahmen 2018

Quelle: Eigene Darstellung nach BNetzA, Monitoringberichte

6 08.07.2019

180

224 215336

1141

841

1448 1438

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

[Mio

. €]

Redispatch Einspeisemanagement Reservekraftwerke


2. Netzengpässe


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Windkraft-Zubau in Norddeutschland führt zu:

Zunehmenden Nord-Süd-Engpässen im

Übertragungsnetz

Steigenden Abregelungs-, Netzreserveeinsatz-

und Redispatchvolumina und -kosten

Quelle: BNetzA (2019): Netz- u.

Systemsichertsmaßnahmen 2018

Quelle: Eigene Darstellung nach BNetzA, Monitoringberichte

7 08.07.2019

Instrumente zum Erhalt der Versorgungssicherheit

Ergänzungen zum Netzausbau nötig?


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

NEP berücksichtigt Nord-Süd-Engpässe

8GW HGÜ-Korridore bis 2025 geplant

ABER: Netzausbau kann sich verzögern

Market Splitting in Deutschland

Kapazitätsmechanismus

Demand-Side-Management

Quelle: VDE | FNN/Übertragungsnetzbetreiber, NEP 2030 2. Entwurf

Sind ergänzende Maßnahmen mit lokaler

Steuerung zum Netzausbau nötig?

8 08.07.2019

Projektvorstellung: Forschungsfrage


Analyse der Versorgungssicherheit in Süddeutschland unter Berücksichtigung

der europaweiten Kopplung der Strommärkte

Auswirkungen verschiedener Marktdesignoptionen in Deutschland und den

europäischen Nachbarländern auf die Versorgungssicherheit in Deutschland,

insbesondere Süddeutschland,

Auswirkungen der europäischen Marktkopplungsmechanismen auf die

Versorgungssicherheit in Deutschland im Allgemeinen und Süddeutschland im

Besonderen und

Beitrag der Nachfrageflexibilisierung zur Versorgungssicherheit.

1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

9 08.07.2019

Agenda




3

4

5

6


Entwicklungen im Referenzszenario (REF)

Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)

Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)

Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)

10 08.07.2019

Entwicklung der langfristigen Stromnachfrage


1 Projekt AVerS

2 Methodik• FORECAST und

eLOAD

• PowerACE

• ELMOD

• Modellkopplung

• Szenarioüberblick

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

jährlich stündlich

national

regional

(Landkreis-

Ebene)

0

100

200

300

400

500

600

2015 2020 2030

Ne

tto

stro

mb

ed

arf [

TWh

]

GHD Haushalte Industrie Verkehr

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Summer

2050 - eLOAD

0

20

40

60

80

100

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Typtag [h]

Last

[GW

]

Dimensionen der Modellierung: Modellverbund FORECAST und

eLOAD

11 08.07.2019

FORECAST: Projektion der Jahresstromnachfrage


1 Projekt AVerS


eLOAD

• PowerACE

• ELMOD

• Modellkopplung


3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Industry

GHD

Subsektor

Energy service

Saving

option

Industry

Haushalte

Submodule

Technologie

Effizienzklasse

Industry

Industrie

Subsektor

Prozess

Saving

Option

Industry

Sonstige

Verkehr

Landwirtschaft

Szenariodefinition

FORECAST PricingSektorspezifische Endkundenpreise

FORECASTJährliche Nachfrage

ErgebnisseStromnachfrage national

FORECAST MacroBruttowertschöpfung, Produktion,

Beschäftigung,…

FORECAST RegionalJährliche Nachfrage – Regional

(Landkreisebene)

Regionaldatenbank

Bevölkerung

BIP

Bruttowertschöpfung

Beschäftigte

Wohnfläche

Sektorale Verteilungsschlüssel

Industrie Haushalte

GHD Sonstige

ErgebnisseStromnachfrage regional

Annahmen BIP, Bevölkerung, Energieträgerpreise, Politikmaßnahmen,…

12 08.07.2019

eLOAD - Lastkurvenprojektion


1 Projekt AVerS


eLOAD

• PowerACE

• ELMOD

• Modellkopplung


3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Partielle Dekomposition der historischen

Systemlast

Simulation der Zusammensetzung der Systemlast

und deren langfristige Entwicklung

Berücksichtigung von prozessspezifischen

Änderungen

Statisches Verhalten wird angenommen

Methodik

Stündlich aufgelöste Systemlast im Zieljahr vor

Einsatz von Lastmanagement

Langfristige Entwicklung der Systemlastkurve zur

Identifikation struktureller Veränderungen

Ergebnisse

SystemlastRelevante Prozesse

Bas

isja

hr

Pro

jekt

ion

sjah

r

13 08.07.2019

Strommarktsimulationsmodell PowerACE


Eigenschaften

• Zeithorizont: 2015–2050 jährlich mit

Auflösung von 8760 h/a

• Day-Ahead Marktsimulation: Kopplung

der nationalen Märkte

• Investitionsentscheidungen: iterative

Bestimmung eines Nash-Gleichgewichts

Eingangsdaten

• Kraftwerksflotten des Basisjahrs

• Brennstoffpreise und CO2 Preise

• Stündliche Stromnachfrage und Ein-

speisung Erneuerbarer

• Handelskapazitäten (NTCs)

Modellergebnisse

• Stündliche Day-Ahead Marktpreise

• Stündlicher Kraftwerks- und Speicher-

einsatz

• Investitionsentscheidungen in Kraft-

werke und Speicher

1 Projekt AVerS


eLOAD

• PowerACE

• ELMOD

• Modellkopplung


3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

14 08.07.2019

ELMOD Analysen basieren auf dem europäischen

Übertragungsnetz


1 Projekt AVerS


eLOAD

• PowerACE

• ELMOD

• Modellkopplung


3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Übertragungsnetz Eigenschaften Übertragungsleitungen

Spannungslevel:

150kV

220 kV

300 kV

380 kV

750 kV

HVDC

Thermische Kapazität

Anzahl von Stromkreisen

Elektrische Merkmale: Widerstand,

Reaktanz, shunt conductance

½ C ½ C

R X

Datenbasis

5.210 AC Übertragungsleitungen

25 HGÜ-Leitungen

228.000 km Übertragungsleitungslänge

284.000 km Länge der Stromkreise

15 08.07.2019

ELMOD basiert auf der Nodalpreis-Logik

Kostenminimaler Redispatch kann implementiert werden


1 Projekt AVerS


eLOAD

• PowerACE

• ELMOD

• Modellkopplung


3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

OptimierungKnoten

Erzeugungskapazitäten

EE-Einspeisung

Erzeugungskosten

Nachfrage

Kraftwerks-Dispatch

Leitungen

Stromnetz-Graph

(Inzidenz-Matrix)

Thermische

Kapazitäten

Impedanz

B

A C

DemandGen 1

Gen 2

Limit

Input Output

MIN Erzeug.- / Engpasskosten, u.d. NB

Nachfrage + Injection = Erzeugung

Erzeugung ≤ install. Kapazität

| Lastfluss | ≤ therm. Kapazität

Beispiel:

Knoten

Kraftwerkseinsatz

Kraftwerks-Redispatch

Abregelung EE

(EinsMan)

Nodalpreise

Leitungen

Lastflüsse

Engpassleitungen,

-häufigkeiten,

-volumen etc.

DC Modell-Schema ELMOD

16 08.07.2019

Kopplungsschema der Einzelmodelle


1 Projekt AVerS


eLOAD

• PowerACE

• ELMOD

• Modellkopplung


3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

17 08.07.2019

Das Szenario REF dient als Worst-Case Betrachtung aus Sicht der Versorgungssicherheit

In den Szenarien SPLIT, CRM und DSM werden verschiedene Instrumente zur Erhöhung der

Versorgungssicherheit isoliert hinsichtlich ihrer Effektivität gegenüber REF analysiert

Vergleich der betrachteten Szenarien

Szenario Gebotszonen Marktdesign Nachfrageflexibilität Zuordnung der Neubauten

REF NationalEOM in Deutschland, Status

quo in den Nachbarländern

Unflexible Nachfrage

in allen modellierten

Ländern

Innerhalb der Zonen nach

Stilllegungsorten

SPLIT

National, Aufteilung

Deutschlands in

zwei Zonen

EOM in Deutschland, Status




Ländern


Stilllegungsorten

CRM National

Kapazitätsmechanismus in

Deutschland, Status quo in

den Nachbarländern



Ländern


Stilllegungsorten, zusätzlich

vereinfachte Berücksichtigung

von Netzengpässen

DSM NationalEOM in Deutschland, Status


Steigende Anteile

flexibler Nachfrage


Ländern


Stilllegungsorten


1 Projekt AVerS


eLOAD

• PowerACE

• ELMOD

• Modellkopplung


3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

18 08.07.2019

Agenda




3

4

5

6






19 08.07.2019

Geografische Auflösung der Modelle


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF• Annahmen

• Nachfrage

• Strommarkt

• Übertragungsnetz

• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Energy-only Markt

Strategische Reserve


FORECAST / eLOAD PowerACE ELMOD

• DE mit landkreisscharfer Auf-

lösung der Stromnachfrage

(NUTS-3)

• Nachbarländer und IT in

nationaler Auflösung (NUTS-0)

• Nationale Auflösung (NUTS-0)

• Blockscharfe Kraftwerke

• Länderspezifische Markt-

designs

• DE knotenscharf

• Nachbarländer und IT mit

konsolidierten Knoten

• Interkonnektoren zu DE einzeln

abgebildet (ohne SE, NO)

20 08.07.2019

Szenariorahmenwerk


Brennstoffpreise

Bevölkerung Bevölkerungswachstum bis 2050EU Reference Scenario 20161)

Wirtschaftswachstum BIP Wachstum bis 2050 EU Reference Scenario 20161)

Rahmenwerk Weniger ambitioniertIndikator

Großhandelspreise in 2050EU Reference Scenario 20161)

Mehr ambitioniert

Ni

Ni

Ho

HoNi

HoNi

Ho

CO2-Preise EUA-Preise in 2050 EU Reference Scenario 20161)

HoNiEnergieeffizienz Anteil des ausgeschöpften

technischen Potentials in 2050

HoNiErneuerbaren Anteil Erneuerbaren Anteil an Strom-

erzeugung in 20501) & eigene Annahmen

HoNiTHG Emissions-Reduktion

Gesamte Emissionsreduktion in

2050 im Vergleich zu 19902)

Politik-Ziele

1) EU Reference Scenario 2016 (Capros et al. 2016) 2) EC Roadmap for moving to a competitive low carbon

economy in 2050 (COM 2011/0112), WEO 2016: OECD/IEA 2016

~ -80%

~ 80%

1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

21 08.07.2019

Entwicklung der jährlichen Stromnachfrage

- sektorale Entwicklung 2015 bis 2050 in Deuschland


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

• Rückgang der Nachfrage in den „klassischen“ Sektoren bedingt durch Effizienzgewinne

• Diffusion neuer Verbraucher (Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge) führt insgesamt zu einer starken

Erhöhung der Jahresnachfrage

• Ab 2030 Brennstoffwechsel in der Industrie (hin zu strom- oder wasserstoffbasierten Prozessen)

& neue Produktionsverfahren: Starker Anstieg der Stromnachfrage im Industriesektor

523 536 549 578

673

765816 853

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Str

om

na

ch

fra

ge

in T

Wh

Industrie Haushalte GHD Sonstige (u.a. Verkehr)

229 231 236 253

328

395433

467

0

100

200

300

400

500

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Str

om

na

ch

fra

ge

in T

Wh

H2-Direktreduktion aus EE Ammoniak H2-basiert

Methanol H2 H2-Elektrolyse (Feedstock)

Industrie exkl. H2-basierte Produkte

Gesamtstromnachfrage Deutschland Stromnachfrage Industrie Deutschland

22 08.07.2019

Entwicklung der stündlichen Stromnachfrage

- Systemlastentwicklung in Deutschland

Strukturelle Veränderungen geprägt durch HO-LKW, private Elektroautos und Effizienzgewinne in der

Beleuchtung

Zunehmend Absinken der Systemlast in den Nachtstunden.

Nachfrageerhöhung bedingt durch Sektorkopplungstechnologien und neue Produktionsverfahren in der

Industrie (H2- und strombasiert) (Wasserstofferzeugung): Erhöhung der Spitzenlast auf > 130 GW


Vergleich ausgewählter Prozesse und Anwendungen

im Tagesverlauf - 2030 vs. 2015

Entwicklung der mittleren Systemlast in

Deutschland im Tagesverlauf

0

20

40

60

80

100

120

1 4 7 10 13 16 19 22

La

st in

GW 2020

2030

2040

2050

1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

23 08.07.2019

Entwicklung der regionalen Stromnachfrage

- Veränderung in den Landkreisen: 2015 vs. 2050


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Regionale, strukturelle Unterschiede bestimmen Entwicklung der Stromnachfrage

Ländliche Regionen sind durch hohen Anteil Elektrofahrzeuge geprägt, Städte durch steigenden GHD-Anteil

Anstieg der Systemlast stärker als Anstieg der Jahresstromnachfrage

Jahresstromnachfrage Maximale Systemlast

24 08.07.2019

Regionale Betrachtung Gesamtlast

Starke Unterschiede hinsichtlich der Volatilität der Last einzelner

Regionen: In regionalisierter Betrachtung dominieren einzelne

Prozesse und Anwendungen

Kompensation des Nachfragerückgangs (Effizienzgewinne)

durch einzelne Prozesse und Anwendungen

Implikationen für Flexibilitätspotenzial, Flexibilitätsbedarf und

Netzengpässe


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Kapazitätsfaktoren aller

Landkreise: Mittlere / Maximale

Last

Deutschland

Mittlerer Lastverlauf ausgewählter Landkreise (normalisiert)

25 08.07.2019

Die deutschen Ziele sehen einen Anteil der Erneuerbaren Energien an der gesamten

Stromerzeugung von 65% bis 2030 und 80% bis 2050 vor

Die stark steigende Stromnachfrage erfordert daher enorme Zubauraten für Photovoltaik und

Windkraft in Deutschland

0

200

400

600

800

1000

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Nachfrageentwicklung aus FORECAST zum Vergleich: konstante Stromnachfrage

Erz

eu

gu

ng

/Nac

hfr

ag

e [

TW

h]

Sonstige Wasserkraft Photovoltaik Wind offshore Wind onshore Nachfrage

Zukünftige Stromerzeugung aus Erneuerbaren

Energien in Deutschland


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

26 08.07.2019

Umfangreiche Kraftwerksstilllegungen und eine stark steigende Stromnachfrage führt zu

enormem Zubau von Gaskraftwerken in Deutschland

Investitionen in Speicher werden bei ausschließlicher Nutzung am Day-Ahead Markt erst bei

hohen Anteilen an Erneuerbaren Energien und starker Kostendegression getätigt

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Szenario REF

Ins

tall

iert

e K

ap

azit

ät

[GW

]

Kernkraft Braunkohle Steinkohle GuD Gasturbine

Öl Pumpspeicher Redox-flow Batterie Li-ion Batterie Spitzenresiduallast

Entwicklung der konventionellen Kraftwerks- und

Speicherkapazitäten in Deutschland


Ausstieg aus Kernkraft

und Kohleverstromung

Speicherinvestitionen

werden wirtschaftlich

1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

27 08.07.2019

23

-7,9

30,4

16

-16,7

32,7

21

-16,0

37,1

-20,0

-10,0

-

10,0

20,0

30,0

40,0

Red

isp

atch

EE-A

bre

gelu

ng

Engp

ass

bru

tto

Red

isp

atch

EE-A

bre

gelu

ng

Engp

ass

bru

tto

Red

isp

atch

EE-A

bre

gelu

ng

Engp

ass

bru

tto

2020 2025* 2035**

Engp

ass

Vo

lum

en D

E [T

Wh

]

DEN DES

REF – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035

Brutto Engpass-Volumen

nimmt bis 2035 leicht zu –

Annahme: 5 Jahre

Netzausbau Verzögerung

Die Abregelung von Windkraft

ist Treiber der Entwicklung –

leichter Rückgang in 2035 auf

Grund Netzausbau

Bedeutung der vordefinierten

Netzreserve-Kraftwerke

nimmt ab


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

* ohne HGÜ-Netzausbau

** mit HGÜ-Netzausbau

28 08.07.2019

16,0

-16,7

32,7

1,8

-2,8

4,6

-14,2 -13,9

-28,1

-40,0

-30,0

-20,0

-10,0

-

10,0

20,0

30,0

40,0

Red

isp

atch

EE-A

bre

gelu

ng

Engp

ass

bru

tto

Red

isp

atch

EE-A

bre

gelu

ng

Engp

ass

bru

tto

Red

isp

atch

Cu

rtai

lmen

t

Engp

ass

bru

tto

2025* 2025** Differenz

Engp

ass

Vo

lum

en D

E [T

Wh

]

DEN DES

REF 2025: verspäteter vs. rechtzeitiger Netzausbau


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Generelle Szenarien-

Annahme: 5 Jahre

Verzögerung bei HGÜ-

Leitungen in DE

Bei rechtzeitigem

Netzausbau (HGÜ-

Leitungen) werden

Engpässe in 2025 jedoch

massiv reduziert

Redispatch und

Reserve-Einsatz: - 89%

(15,9 TWh 1,8 TWh)

EE-Abregelung kann

um 14 TWh reduziert

werden

29 08.07.2019

REF 2035: Nord-Süd Engpässe bestehen weiter

Netzausbau entschärft diese


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Der Netzausbau führt zu einer

Reduktion des EE-Abregelung-

Volumen in 2035 ggü. 2025

Dennoch sind Nord-Süd-

Engpässe durch den weiteren

Windkraftausbau weiterhin

dominierend

Durch Annahme der 5 Jahres-

Verzögerung fehlen die HGÜ-

Projekte: DC20, DC21/23/25 lt.

NEP2030 (2019)

Leitungen mit sehr hoher

Auslastung DE 2035

Anzahl h mit > 90%

300 GWh Abregelung

300 GWh negativer Redispatch

300 GWh positiver Redispatch

30 08.07.2019

30 33 37

108

-100

-80

-60

-40

-20

-

20

40

60

80

100

120

Red

isp

atch

EE-A

bre

gelu

ng

Engp

ass

bru

tto

Red

isp

atch

EE-A

bre

gelu

ng

Engp

ass

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Red

isp

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bre

gelu

ng

Engp

ass

bru

tto

Red

isp

atch

EE-A

bre

gelu

ng

Engp

ass

bru

tto

2020 2025* 2035** 2050**

Engp

ass

Vo

lum

en D

E [T

Wh

]

DEN DES

REF – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2050

Massive Zunahme des

Engpass Volumens in 2050

Hohe negative

Residuallasten führen zu

einer extrem steigenden

EE-Abregelung (Großteil

davon erfolgt bereits im

Markt)

Positiver Redispatch steigt

realtiv langsam im Vergleich

zum Abregelungsvolumen


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:



31 08.07.2019

Zwischenfazit zum Szenario REF


1 Projekt AVerS

2 Methodik


• Nachfrage

• Strommarkt


• Zwischenfazit

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Nachfrage Strommarkt Übertragungsnetz

Konsequente Dekarbonisierung

der Industrie ohne CCS be-

nötigt innovative Verfahrens-

weisen, was zu einem starken

Anstieg der Stromnachfrage

in der Industrie führen kann

Residential/GHD: Sehr hohes

Niveau im Bereich der Gebäu-

desanierung, Ausweitung der

Gebäudestandards und der

Ökodesigndirective

Einhaltung der Klimaziele

erfordert unter den gegebenen

Voraussetzungen enormen

Ausbau der Erneuerbaren

Energien

Bei starrer Nachfrage trotz

hoher Anteile Erneuerbarer

besteht auch zukünftig ein sehr

hoher Kraftwerksbedarf

Großspeicher werden aber bei

reinem Einsatz am Day-Ahead

Markt erst spät wirtschaftlich

Durch steigende Nachfrage

und Einspeisung aus Erneuer-

baren nehmen die Abrege-

lungsvolumina trotz der

zunehmenden Kopplung der

Strommärkte zukünftig

deutlich zu

Rechtzeitiger Netzausbau ist

kurzfristig essentiell, muss

langfristig jedoch um weitere

Flexibilitäten und

Netzkapazitäten ergänzt

werden

32 08.07.2019

Agenda




3

4

5

6






33 08.07.2019

SPLIT – Methode zur Gebotszonenbildung

Market Splitting


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung

• Strommarkt


• Verteilungseffekte

• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Methode: Spectral Clustering mit Fuzzy-C-Means

Analysen zur Stabilitätund Robustheit

2. Clustern der Nodalpreise

Berechnung* Laplacian-Matrix U auf Basis von Ähnlichkeit u. Adjazenz

Berechnung der Eigenvektoren von U

Clustern der k kleinstenEigenvektoren mitFuzzy-C-Means Algor.

Excel, sonstiges

BerechnungKraftwerkseinsatz und Investitionen (bis 2050)

3. Bewertung Marktzuschnitte

BerechnungEngpassmanagement-Maßnahmen für“Stützjahre” in ELMOD

Berechnung von Vergleichsindikatoren, u.a. für Engpass-Manag., Systemkosten, etc.

1. Generierung von Nodalpreisen

Konfiguration Zieljahr(e)

Berechnung von stünd-lichen Nodalpreisen in ELMOD für Zieljahr(e)

Definition Szenarien

RGams PowerACEQuelle: eigene Darstellung; *nach Luxburg (2007) & Metzdorf (2016)

34 08.07.2019

SPLIT – Methode zur Gebotszonenbildung

Market Splitting

Marktzonenbildung durchgeführt mit

Zieljahr 2020

Engpassleitungen (hohe

Kapazitätsauslastung) sind

vorrangig in Nord-Süd-Richtung

und werden von neuer

Preizonengrenze “gut getroffen”

Engpässe in Ost-West Richtung

treten relativ zu Nord-Süd-

Engpässen deutlich seltener in den

Modellrechnungen auf


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

35 08.07.2019

Unter ambitioniertem Ausbau der Erneuerbaren und den geplanten Übertragungskapazitäten

bleiben auch langfristig Preisdifferenzen zwischen den Preiszonen DEN und DES bestehen

Getrieben durch steigende Kosten für konventionelle Stromerzeugung nimmt die Anzahl der

Stunden mit Preisdifferenzen mittelfristig gegenüber 2020 ab, deren Höhe steigt jedoch

0

50

100

150

200

250

60% 70% 80% 90% 100%

Δd

er

Day-A

he

ad

Ma

rktp

reis

ein

DE

S u

nd

DE

N [

EU

R/M

Wh

]

Anteil der Stunden des Jahres

2020 2030 2040 2050

-16

-12

-8

-4

0

4

8

12

16

20

24

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

2020 2030 2040 2050

Han

de

lsk

ap

azit

ät

DE

N ↔

DE

S [

GW

]

Re

lati

ve

Dif

fere

nz v

on

ø D

ay-A

he

ad

Ma

rktp

reis

[-]

SPLIT-DEN SPLIT-DES REF-DE

Entwicklung der Day-Ahead Marktpreise im

SPLIT-Szenario


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

36 08.07.2019

Durch die Preisdifferenzen zwischen den aufgeteilten Preiszonen DEN und DES werden die

Netzengpässe von DEN nach DES im Markt sichtbar

Investitionen in konventionelle Kraftwerke und Speicher sind daher in der Preiszone DES häufig

wirtschaftlicher als in DEN

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Preiszone DEN Preiszone DES

Ins

tall

iert

e K

ap

azit

ät

[GW

]




Speicherkapazitäten im SPLIT-Szenario


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

37 08.07.2019

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Szenario SPLIT

Ins

tall

iert

e K

ap

azit

ät

[GW

]



Eine Aufteilung der deutschen Preiszone beeinflusst die installierte Kapazität der Neubauten

nur in relativ geringem Ausmaß

Aber: Der Technologiemix ändert sich und es werden mehr Mittellastkraftwerke und Speicher,

dafür weniger Spitzenlastkraftwerke gebaut


Speicherkapazitäten im SPLIT-Szenario


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Differenz der Szenarien SPLIT und REF

Ins

tall

iert

e K

ap

azit

ät

[GW

]

38 08.07.2019

15,2

-4,1

19,3

10,2

-12,9

23,1 28,3

-18,2

46,4

-30,0

-20,0

-10,0

-

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

Re

dis

pa

tch

EE

-Ab

reg

elu

ng

En

gpa

ss b

rutto

Re

dis

pa

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EE

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ng

En

gpa

ss b

rutto

Re

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pa

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EE

-Ab

reg

elu

ng

En

gpa

ss b

rutto

2020 2025* 2035**

Engpass V

olu

men D

E [T

Wh]

DEN DES

SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035

SPLIT führt zu deutlich

geringeren Engpass-

Volumen in 2020 (-37%)

& 2025 (-29%) ggü.

REF

In 2035 hingegen erfolgt

Zunahme des Engpass-

Volumens um 25%




1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

39 08.07.2019

-7,4

-3,8

-11,2

-5,8

-3,8

-9,6

7,2

2,1

9,4

-15

-10

-5

-

5

10

15

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

2020 2025* 2035**S

PL

IT -

RE

F D

iff.

E

ng

pass V

olu

men

DE

[T

Wh

]

Delta SPLIT - REF



SPLIT führt zu deutlich

geringeren Engpass-Volumen

in 2020 (-37%) & 2025 (-29%)

ggü. REF

In 2035 hingegen erfolgt

Zunahme des Engpass-

Volumens um +25%

Wesentliche Ursache ist

umfangreicher struktureller

Wandel im Netz und KW-Park

neue intrazonale

Engpässe in DES

Zonenzuschnitt wird

ineffizient



1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

40 08.07.2019

SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2035

Neue Engpässe ersichtlich


Nord-Süd-Trassen (HGÜ-

Leitungen) werden im

SPLIT-Szenario vs. REF

deutlich entlastet

Es entstehen jedoch neue

intrazonale Engpässe

insbesondere in der

süddeutschen Zone (DES)

grün: im SPLIT-Fall weniger

belastet

orange: im SPLIT-Fall mehr

belastet

Veränderung der Leitungen

mit sehr hoher Auslastung

SPLIT vs. REF 2035

Anzahl h mit > 90%

1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

41 08.07.2019

SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2035

Allokation der Kraftwerke in DES löst neue Engpässe aus


Grund dafür ist vorwiegend

der Kraftwerkszubau, welcher

sich im Süden stark

konzentriert

Auf Grund der gewählten

Methode zur

Standortauswahl, wird an

einzelnen Knoten eine

deutlich größere “Zubau-

Kapazität” installiert, als zuvor

zurück gebaut wurde

Differenz Leitungsauslastung

und des Kraftwerkszubaus

SPLIT vs. REF 2035

grün / gelb - im SPLIT-Fall:

Leitung weniger belastet

Kraftwerkszubau größer

orange / rot - im SPLIT-Fall

Leitung mehr belastet

Kraftwerkszubau kleiner

1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

42 08.07.2019



Daher kann Marktergebnis

insbesondere für DES

schlechter umgesetzt

werden höherer

negativer Redispatch als

im REF-Fall ist die Folge

Differenz Leitungsauslastung und des Kraftwerkszubaus

SPLIT vs. REF 2035

grün / gelb im SPLIT-Fall:



orange / rot im SPLIT-Fall



lila im SPLIT-Fall:

höherer negativer

Redispatch

100 GWh

400 MW

1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

43 08.07.2019

SPLIT – Engpassmanagement 2035: SPLIT vs. REF

Gebotszonenaufteilung wird ineffizienter


Das hohe Erzeugungs-

Niveau in der DES-Zone

führt dazu, dass die HGÜ-

Leitungen schlechter

ausgelastet werden können

Folge sind höhere

Abregelungsmengen von

Windkraft

Es wird jedoch ein deutlich

geringeres positives

Redispatchvolumen

benötigt, was insbesondere

Österreich und die Schweiz

entlastet

Differenz Leitungsauslastung

und des Kraftwerkszubaus

SPLIT vs. REF 2035

Im SPLIT Fall ggü. REF:

100GWh höherer negativer Redispatch

100GWh mehr Abregelung

100GWh weniger positiver Redispatch

1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

44 08.07.2019

19,3 23,1

46,4

116,8

-100,0

-80,0

-60,0

-40,0

-20,0

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

2020 2025* 2035** 2050**E

ng

pa

ss V

olu

men

DE

[G

Wh

]

DEN DES


Auch im SPLIT Szenario

kommt es in 2050 zu

umfangreichen EE-

Abregelungen auf extrem

umfangreicher negative

Residuallasten

In 2050 fällt im SPLIT-

Szenario zudem ebenfalls

eine um ca. 8TWh höhere

Engpassarbeit an




1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

45 08.07.2019

-1,5

-1

-0,5

0

0,5

1

DEN DES Summe

2020

Dif

fere

nz d

er

Sze

na

rie

nS

PL

IT u

nd

RE

F [

Mrd

. E

UR

]

Konsumentenrente Produzentenrente Redispatch Wohlfahrt

Im Jahr 2020 führt der starke Rückgang der Konsumentenrenten trotz Anstieg der

Produzentenrenten und Rückgang der Redispatchkosten zu negativen Wohlfahrtseffekten

Im Jahr 2050 treten ebenfalls Wohlfahrtsverluste auf, die primär durch den starken Rückgang

der Produzentenrenten in der Gebotszone DEN getrieben sind

Verteilungseffekte im SPLIT-Szenario


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

DEN DES Summe

2050

Dif

fere

nz d

er

Sze

na

rie

nS

PL

IT u

nd

RE

F [

Mrd

. E

UR

]

46 08.07.2019

Zwischenfazit zum Szenario SPLIT


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF


• Strommarkt



• Zwischenfazit

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Mittelfristig Langfristig Konsequenz

Market Splitting führt zu

einer hohen Reduktion

von notwendiger Eng-

passarbeit

Somit Beitrag zur

Systemstabilität und

Versorgungssicherheit,

insbesondere bei weiteren

Verzögerungen im

Netzausbau (HGÜ-

Leitungen)

Fundamentale Veränder-

ungen, sowohl in der Netz-

struktur, als auch beim

Kraftwerkspark führen zu

neuen intrazonalen

Engpässen in der

süddeutschen Zone

Market Splitting wird

hierdurch ineffizienter als

der Referenzfall

Erneute Anpassung des

Zonenzuschnitts

erforderlich

Aber: Regionaler

Investitionsanreiz würde

durch unsichere Rahmen-

bedingungen reduziert

Alternativ verstärkter

Netzausbau innerhalb

Süddeutschlands

47 08.07.2019

Agenda




3

4

5

6






48 08.07.2019

Entwicklung der europäischen Marktdesigns

Hintergrund:

Traditionelles Marktdesign in Europa ist der

Energy-only Markt (EOM)

In den letzten Jahren vermehrt Einführung von

Kapazitätsmechanismen (CRM) zu beobachten

Wesentlicher Treiber: Zweifel an der Fähigkeit

des EOM, ausreichende Investitionsanreize in

gesicherte Erzeugungs- und Speicherkapazität

zu setzen

Kapazitätsmechanismen entlohnen neben der

verkauften Strommenge auch die Bereitstellung

gesicherter Kapazität


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM• Motivation

• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

No CRM

Strategic reserve

Central buyer

De-central obligation

Tender for new capacity

Targeted capacity payments

49 08.07.2019

Funktionsweise des zentralen Kapazitäts-

mechanismus in PowerACE


Ablauf:

Regulator definiert Reservemarge (Verhältnis von

gesicherter Leistung zu Spitzenresiduallast)

Reservemarge bestimmt die gesicherte Leistung,

die jährlich über eine holländische Auktion

(descending clock) kontrahiert wird

Versorgungsunternehmen erstellen Gebote

bestehend aus gesicherter Erzeugungs-/

Speicherkapazität und Kapazitätspreis

Bestehende Kapazitäten zum Preis von

0 EUR/MW

Neue Kapazitäten mit Differenzkosten

(Betrag der zur Profitabilität fehlt)

Markträumung nach Einheitspreisverfahren

Durch Kombination mit Call-Optionen behält der

Regulator die „Peak Energy Rent“ ein

P0

P1

P2

P3

P4

P5P*

P6

P7

Runde 1

Runde 2

Runde 3

Runde 4

Runde 5

Startpreis

Volumen [MW]

Ka

pa

zitä

tspre

is [E

UR

/MW

]

Angebots-

überschuss

1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT


• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

50 08.07.2019

Die Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland führt zu substantiell höheren

Investitionen in neue konventionelle Kraftwerks- und Speicherkapazitäten

Der Technologiemix ändert sich deutlich und es werden mehr Spitzenlastkraftwerke und

Speicher, dafür weniger Mittellastkraftwerke gebaut

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Szenario CRM

Ins

tall

iert

e K

ap

azit

ät

[GW

]




Speicherkapazitäten im CRM-Szenario


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT


• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Differenz der Szenarien CRM und REF

Ins

tall

iert

e K

ap

azit

ät

[GW

]

51 08.07.2019

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

2020 2030 2040 2050

Rela

tive

Dif

fere

nz v

on

ø D

ay-A

he

ad

Ma

rktp

reis

[-]

CRM_capped-DE CRM-DE REF-DE

0

40

80

120

160

200

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Day-A

he

ad

Ma

rktp

reis

[E

UR

/MW

h]


CRM_capped-DE_2030 CRM-DE_2030

REF-DE_2030

Der stark veränderte Technologiemix in Deutschland und verzögerte Neuinvestitionen in den

Nachbarländern führen zu höheren Day-Ahead Durchschnittspreisen im Szenario CRM

Aber: Der Regulator würde in diesem Fall die „Peak Energy Rent“ einbehalten und die ent-

sprechend angepassten Day-Ahead Durchschnittspreise liegen unterhalb des Szenarios REF

Entwicklung der Day-Ahead Marktpreise im

CRM-Szenario


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT


• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Zurückgehaltene

Investitionen in den

Nachbarländern

Nachgeholte

Investitionen in den

Nachbarländern

52 08.07.2019

26,1

-8,0

34,0

15,7

-15,8

31,4

14,9

-16,3

31,2

-20,0

-10,0

-

10,0

20,0

30,0

40,0

Re

dis

pa

tch

EE

-Ab

reg

elu

ng

En

gpa

ss b

rutto

Re

dis

pa

tch

EE

-Ab

reg

elu

ng

En

gpa

ss b

rutto

Re

dis

pa

tch

EE

-Ab

reg

elu

ng

En

gpa

ss b

rutto

2020 2025* 2035**

En

gp

ass V

olu

me

n D

E [T

Wh

]

DES- DEN

CRM – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035

Engpass Volumen

bleibt relativ stabil bis

2035, sinkt sogar leicht

Geringstes Engpass

Volumen in 2035 im

Vgl. zu REF und SPLIT


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT


• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:



53 08.07.2019

-0,3 -0,9 -1,3

-6,1

0,3

-5,9

-8,0

-7,0

-6,0

-5,0

-4,0

-3,0

-2,0

-1,0

-

1,0

2,0

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

En

gpa

ss b

rutto

2025* 2035**

Engpass V

olu

men D

E [T

Wh]

Delta CRM - REF


CRM-Fall weist geringere

Engpass Volumen auf

Reduktion in 2025 (-3,9%)

und 2035 (-15,8%)

Geringstes Engpass

Volumen in 2035 im Vgl.

zu REF und SPLIT


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT


• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:



54 08.07.2019

CRM – Differenz Leitungsauslastung, Kraftwerkszubau &

Redispatch-Einsatz vs. REF


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT


• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

grün



orange / rot



400 MW

400 MW

CRM vs. REF 2035 Im CRM Fall ggü. REF:

100 GWh höherer positiver Redispatch

100 GWh niedrigerer pos. Redispatch

55 08.07.2019

34,0 31,4 31,2

112,4

-100,0

-80,0

-60,0

-40,0

-20,0

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

Redis

patc

h

EE

-Abre

gelu

ng

Engpass b

rutto

2020 2025* 2035** 2050**

Engpass V

olu

men D

E [T

Wh]

DEN DES


Auch im CRM Szenario

kommt es in 2050 zu

umfangreichen EE-

Abregelungen auf

Grund extrem hoher

und umfangreichreicher

negativer

Residuallasten


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT


• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:



56 08.07.2019

Zwischenfazit zum Szenario CRM


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT


• Strommarkt


• Zwischenfazit

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Chancen Risiken Konsequenz

Kapazitätsmechanismen

können erfolgreich den

Zubau neuer Kraftwerks-

und Großspeicherkapazität

anreizen

Kombiniert mit einer

lokalen Komponente für

die Standortwahl kann ein


die Netzsituation ent-

spannen

Die Kosten für die Be-

schaffung neuer Kapa-

zitäten sind schwierig

planbar

Kapazitätsmechanismen

können im gekoppelten

europäischen Strommarkt

zu erheblichen grenzüber-

schreitenden Effekten

führen

Die Einbeziehung von

Interkonnektoren in

Kapazitätsmechanismen ist

essentiell

Die Parametrisierung

eines Kapazitäts-

mechanismus muss vor

dessen Einführung

sorgfältig geplant werden

57 08.07.2019

Agenda




3

4

5

6






58 08.07.2019

Einfluss von Nachfrageflexibilisierung: Hintergrund

Motivation

Substitution steuerbarer Erzeugungskapazitäten?

Reduktion von CO2-Emissionen durch höhere Ausnutzung von EE?


0%

20%

40%

60%

80%

100%

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

In Bewegung

Öffentliche Parkfläche

am Arbeitsplatz

Zuhause

Methodik Lastmanagement: Simulation mit

eingebetteter Optimierung:

Kostenminimierung geeigneter Prozesse aus

Prozessperspektive

Residuallast als “Anreizsignal”

Beispiel: Elektrofahrzeuge als mobile Speicher:

Dynamische Berücksichtigung der Verfügbarkeit

der Fahrzeuge bei der Festlegung von

Lastgrenzen für Lastverschiebung

Aufenthaltsort privater E-Fahrzeuge

1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM• Motivation

• Lastglättung

• Strommarkt

• Zwischenfazit

7 Fazit

Agenda:

59 08.07.2019

Einfluss von Nachfrageflexibilisierung: Auswirkungen auf

die Last

Durchschnittliche Verschiebung ausgewählter Lasten und

Auswirkungen auf die Residuallast - 2040


Diffusion von Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen stellt großen Hebel für Lastmanagement dar

Insbesondere große Teile des Abendpeaks können durch Lastmanagement in die

Mittagsstunden verschoben werden

Verschiebung saisonal unterschiedlich

1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM


• Lastglättung

• Strommarkt

• Zwischenfazit

7 Fazit

Agenda:

60 08.07.2019

Einfluss von Nachfrageflexibilisierung: Auswirkungen auf

die Last


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM


• Lastglättung

• Strommarkt

• Zwischenfazit

7 Fazit

Agenda:

Zentrale Anreizsignale für DSM führen insgesamt zu einer Glättung der Residuallast und

erhöhten Kapazitätsfaktoren

Die lokale Verfügbarkeit von Erneuerbaren Energien, d.h. die regionale „Residuallast“ wird

dabei nicht berücksichtigt

*Berechnung auf Basis von Open Power System

Data (2019): Data Package Renewable power

plants. Version 2019-04-05.

Mittlere Gesamtlast vor und nach Lastmanagement (2040)

0

100

200

300

400

Alb-Donau-Kreis Gifhorn

Le

istu

ng

in

MW

Installierte EE-Leistung (2017)*

PV Wind onshore

61 08.07.2019

Langfristig kann die Nutzung von Nachfrageflexibilität den Bedarf an konventionellen Spitzen-

lastkraftwerken und Großspeichern in Deutschland substantiell reduzieren

Aber: Phasenweise übersteigt der Rückgang der installierten Erzeugungskapazität den

Rückgang der Spitzenresiduallast

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Szenario DSM

Ins

tall

iert

e K

ap

azit

ät

[GW

]




Speicherkapazitäten im DSM-Szenario


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM


• Lastglättung

• Strommarkt

• Zwischenfazit

7 Fazit

Agenda:

-20

-15

-10

-5

0

5

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Differenz der Szenarien DSM und REF

Ins

tall

iert

e K

ap

azit

ät

[GW

]

62 08.07.2019

40

50

60

70

80

90

80% 85% 90% 95% 100%-80

-60

-40

-20

0

0% 2% 4% 6%

-100

-75

-50

-25

0

25

50

75

100

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Re

sid

ua

lla

st

ink

l. Im

-/E

xp

ort

un

d S

pe

ich

ere

ins

atz

[G

W]


REF-DE_2040 DSM-DE_2040

Langfristig kann die Nutzung von Nachfrageflexibilität sowohl die Spitzenresiduallast als auch

negative Residuallasten substantiell reduzieren und somit zu einer besseren Systemintegration

Erneuerbarer Energien beitragen

Entwicklung der Residuallastverläufe im DSM-Szenario


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM


• Lastglättung

• Strommarkt

• Zwischenfazit

7 Fazit

Agenda:

63 08.07.2019

Zwischenfazit zum Szenario DSM


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM


• Lastglättung

• Strommarkt

• Zwischenfazit

7 Fazit

Agenda:

Beitrag von Nachfrageflexibilität Risiken

Langfristig kann die Nutzung von

Nachfrageflexibilität den Bedarf an

konventionellen Spitzenlastkraftwerken

und Großspeichern in Deutschland

substantiell reduzieren

Neben reduzierten Spitzenlasten kann

Lastmanagement auch negative Residual-

lasten abmildern und sowie zur Integration

von Erneuerbaren Energien beitragen

Insbesondere die Diffusion von Elektro-

fahrzeugen stellt, sofern diese steuerbar

sind, einen großen Hebel für Lastverschie-

bung dar

Gegenwärtig bestehen nur geringe

monetäre Anreize für Lastflexiblisierung

Anreizsignale, die zu einer zentralen

Lastglättung führen, können regionale

Lastspitzen nach sich ziehen

64 08.07.2019

Agenda




3

4

5

6






65 08.07.2019

Fazit und Diskussionsrunde


1 Projekt AVerS

2 Methodik

3 Szenario REF

4 Szenario SPLIT

5 Szenario CRM

6 Szenario DSM

7 Fazit

Agenda:

Ausgangssituation Herausforderungen Lösungsansätze

Ambitioniertes CO2 Vermei-

dungsszenario bedingt ein-

schneidende Maßnahmen in

allen Sektoren

Strombasierte Prozesse und

innovative Produktionsver-

fahren können zu einer star-

ken Erhöhung der Strom-

nachfrage im Industriesektor

führen

Zur Erreichung der Klimaziele

ist unter diesen Voraussetzun-

gen ein sehr großer Ausbau

der Erneuerbaren Energien

erforderlich

Unter Annahme eines

deutschen Kernkraft- und

Kohleausstiegs sowie

Verzögerungen beim Netz-

ausbau besteht in den

nächsten Jahren erheblicher

Bedarf an neuer Kraftwerks-

kapazität

Kurzfristig ist Netzausbau

essentiell, langfristig werden

jedoch weitere Flexibilitäten

wie Großspeicher und Last-

management benötigt, die

durch das aktuelle Marktdesign

nur eingeschränkt angereizt

werden

Lastmanagement kann einen

deutlichen Beitrag zur Sys-

temintegration von Erneuer-

baren Energien leisten

Ein Kapazitätsmechanismus

mit lokalen Komponenten

kann neue Kapazitäten anrei-

zen und zielgerichtet platzieren

Regionale Preissignale

können eine sinnvolle

Ergänzung zu weiterem

Netzausbau sein

Die Aufteilung der deutschen

Preiszone senkt mittelfristig

die Engpassvolumen, aber

bringt neue langfristige

Risiken

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Herzlich willkommen zum Abschlussworkshop des … › downloads › 20190708_AVerS_Abschl... · 2019-07-15 · 3 08.07.2019 Entwicklungstreiber der Versorgungssicherheit 1. Veränderungen