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Integration
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Folgerungen für die Quantitative Bewertung
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 einen Einfluss auf Austauschkapazitäten und damit auch einen Einfluss auf die ...
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Wissenschaftsdialog 2015 der Bundesnetzagentur: Dr. Jonas Eickmann, RWTH Aachen: Möglichkeiten und Grenzen der Cost-Benefit-Analyse marktgebietsinterner Netzausbaumaßnahmen

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Vortrag im Workshop Wirtschaft und Technik auf dem Wissenschaftsdialog 2015 der Bundesnetzagentur. Mehr erfahren Sie unter: www.netzausbau.de/wissenschaftsdialog-2015

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Wissenschaftsdialog 2015 der Bundesnetzagentur: Dr. Jonas Eickmann, RWTH Aachen: Möglichkeiten und Grenzen der Cost-Benefit-Analyse marktgebietsinterner Netzausbaumaßnahmen

  1. 1. CBA marktgebietsinterner Netzausbaumaßnahmen Möglichkeiten & Grenzen  Einordnung  Diskussion der Bewertungsmethodik  Marktmodellierung  Redispatchsimulation  Folgerungen für die CBA Jonas Eickmann, Andreas Maaz, Albert Moser Bonn, 18.09.2015
  2. 2.  Cost-Benefit-Analysis (CBA) ist für grenzüberschreitende Netzausbaumaßnahmen ein etabliertes Werkzeug  zur Abwägung der Realisierung von Netzausbaumaßnahmen (NAM)  zum quantitativen Vergleich von Netzausbaumaßnahmen  Bedarfsermittlung und Priorisierung von Netzausbaumaßnahmen auch im Rahmen des deutschen Netzentwicklungsplans zentrale Fragestellungen  Anwendung der CBA im Rahmen des Netzentwicklungsplans mögliches Vorgehen Fragestellungen im Rahmen dieses Vortrags  Was ist bei der Anwendung der Cost-Benefit-Analysis auf marktgebietsinterne Netzausbaumaßnahmen zu beachten?  Bei welchen Bewertungskriterien bestehen Unterschiede in der Quantifizierung?  Sind mit den derzeit verfügbaren Modellen und Verfahren belastbare Resultate zu erwarten? Hintergrund Einordnung 1
  3. 3. CBA-Bewertungskategorien Einordnung 2 Versorgungssicherheit Sozioökonomische Wohlfahrt Integration Erneuerbarer Energien CO2 Emissionen Flexibilität Kosten Netzausbaumaßnahme Auswirkungen auf Umwelt Soziale AuswirkungenSozioökonomische Wohlfahrt CO2 Emissionen Wirkleistungsverluste Netzsicherheit Flexibilität „Costs“ „Benefits“  Differenzen bei der marktgebiets-internen CBA bestehen in der Quantifizierung  der Wohlfahrtseffekte  der EE-Integrierbarkeit  Der CO2 Emissionen  Quantifizierung der Effekte durch  Marktsimulationen  Simulation von Redispatchmaßnahmen  Nähere Analyse dieser Verfahren erforderlich
  4. 4.  Leistungsübertragung über HGÜ beeinflusst Wirkleistungsfluss im Drehstromnetz  Je nach Anschlusspunkt der HGÜ deutlich unter- schiedlicher Einfluss auf Austauschflüsse ins Ausland  Bestimmung von Austauschkapazitäten muss veränderte Netzbelastung berücksichtigen Bestimmung von Einflüssen auf die Märkte für Elektrische Energie Diskussion Bewertungsmethodik 3 HGÜ-Leistungsübertragung  Simulation von Wohlfahrtseffekten durch Einfluss auf Austauschflüsse und Preise sowie des Einflusses auf CO2 Emissionen erfolgt über Variation der Austauschkapazitäten in Marktsimulationen Beispielhafter Einflusses einer HGÜ Netzausbaumaßnahme auf Austauschflüsse 2GW Wirkleistungsflüsse im Drehstromnetz
  5. 5.  Bestimmung von Austausch- kapazitäten durch Auslenkung der Austauschleistung aus Basisfall bis zum Auftreten von Engpässen  Marktgebietsinterne NAM beeinflussen Leistungsflüsse im Basisfall und damit verfügbare Austauschkapazität  In der Netzplanung Verwendung von GTC an Stelle von NTC üblich  Abbildbarkeit des Wohlfahrts- einflusses marktgebietsinterner NAM auf Basis von GTC ist kritisch zu hinterfragen  Detailliertere Modellierung über zeitlich höher aufgelöste NTC- oder PTDF-Berechnung möglich Austauschkapazitätsberechnung Diskussion Bewertungsmethodik 4 EngpassKein Engpass Markt- Austausch Kein Austausch Basisfall Auslenkungs- grenze + Engpass Auslenkungs- grenze - 𝑇𝑇𝐶+𝑇𝑇𝐶− 𝐴𝑇𝐶+𝐴𝑇𝐶− EngpassKein Engpass Markt- Austausch Kein Austausch Basisfall Auslenkungs- grenze + Engpass Auslenkungs- grenze - 𝑇𝑇𝐶+𝑇𝑇𝐶− 𝐴𝑇𝐶+𝐴𝑇𝐶− OhneNAMMitNAM Exemplarische Austauschkapazitätszeitreihe Quelle:entsoe.net 0 1000 2000 3000 Day-ahead-NTC Exemplarischer GTC 1 Jahr MW
  6. 6.  Redispatch im Betrieb des deutschen Übertragungsnetzes alltäglich  Steigende Tendenz in den nächsten 5 Jahren erwartet  Berücksichtigung von Redispatch in Planungs- prozessen mit derzeitigen Richtlinien und Konzept der Liberalisierung nicht vereinbar Redispatch – Aktuelle Situation Diskussion Bewertungsmethodik 5 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Deutschland Frankreich Häufigkeit von Redispatchmaßnahmen 01.01. – 16.09.2015 Tage mit Redispatch Tage ohne Redispatch Quelle:DeutscheÜbertragungsnetzbetreiber,RTE 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% Mittelwert 2015 Maximalwert 2015 Verhältnis zwischen Redispatchmaßnahmen und Energieverbrauch in Deutschland Quelle:DeutscheÜbertragungsnetzbetreiber,entsoe.net 19 20 21 22 23 24 25 26 Winter 2015/16 Winter 2016/17 Winter 2019/20 Bedarf an positiver Redispatchleistung gemäß Systemanalysen deutscher ÜNB Quelle:DeutscheÜbertragungsnetzbetreiber GW
  7. 7.  Zahlreiche Ansätze zur Simulation von Redispatchmaßnahmen veröffentlich  Bei Interpretation der Simulationsergebnisse ist zu berücksichtigen:  Redispatch hat viele betriebliche Alternativen • PST-Stufung • Topologieschaltmaßnahmen • HGÜ-Einsatz  Redispatchbestimmung muss geschwächte Netztopologien berücksichtigen • Betriebsmittelausfälle • Wartung und Instandhaltung • Nichtverfügbarkeit wegen Netzausbau auf gleicher Trasse  Realisierte Redispatchmaßnahmen von Prognosen der Leistungsflüsse in Betriebsplanung der Übertragungsnetzbetreiber abhängig  Einfluss der zusätzlichen Flexibilität durch leistungsflusssteuernde Betriebsmittel (z.B. innerdeutsche HGÜ) auf zukünftige Netzbetriebsführung noch offen  Resultate von Redispatchsimulationen reagieren extrem sensitiv auf Modellparameter  Zahlreiche Simulationsverfahren weisen systematische Abweichungen auf  Simulationsergebnisse von Redispatchsimulationen unterliegen vielen Unsicherheiten Redispatch – Simulation Diskussion Bewertungsmethodik 6
  8. 8.  Bei ausbleibender Realisierung von Netzausbaumaßnahmen steht in Deutschland nicht genügend Kraftwerksleistung für Redispatchmaßnahmen zur Verfügung  Redispatchbedarf kann direkten Bedarf an Reservekraftwerken bedingen  Kosten für Vorhaltung adäquater betrieblicher Reserven bzw. von Reservekraftwerken zur Wahrung der Netzsicherheit sind unbedingt zu berücksichtigen Redispatch – Gewährleistung der Netzsicherheit Diskussion Bewertungsmethodik 77 Engpässe PotenzialzurLeistungserhöhunginDE 7 Engpass 1 GW 2 GW 4 GW Erhöhung Reduktion GrenzüberschreitenderRedispatch
  9. 9. 1€ 𝑁𝑒𝑡𝑧𝑎𝑢𝑠𝑏𝑎𝑢𝑘𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛 ≠ 1€ 𝑀𝑎𝑟𝑘𝑡𝑠𝑖𝑚𝑢𝑙𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 ≠ 1€ 𝑅𝑒𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑡𝑐ℎ𝑠𝑖𝑚𝑢𝑙𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 Folgerungen für die Quantitative Bewertung Folgerungen 8 [Mio. € / a] NAM1 NAM2 NAM3 Beste NAM Kosten NAM 30 22 27 NAM2 Veränderung Erzeugungskosten -10 -8 -15 NAM3 Veränderung Redispatchkosten -35 -25 -30 NAM1 Summe -15 -11 -18 NAM3      
  10. 10.  Innerdeutsche Netzausbaumaßnahmen haben  einen Einfluss auf Austauschkapazitäten und damit auch einen Einfluss auf die Märkte für elektrische Energie  Rückwirkungen auf die Kosten der täglichen Engpassbehebung im Übertragungsnetzbetrieb (u.a. Redispatch)  Sowohl der Einfluss auf die Austauschkapazitäten, als auch der Einfluss auf den Redispatch sind nur mit großen Unsicherheiten zu quantifizieren  Der monetäre Vergleich von Netzausbaumaßnahmen sollte auf Grund der Beschränkungen innerhalb der Simulationsverfahren sowie Szenariounsicherheiten  nur horizontal (NAM besser als andere NAM im Bezug auf eine Kostenkomponente)  NICHT vertikal (Monetärer Erwartungswert einer NAM als Summe der Komponenten) erfolgen  Die Bestimmung monetärer Benefits in der CBA marktgebietsinterner NAM schwierig  Fokus aus technischer Sicht sollte auf Seite der Benefits in der Quantifizierung des Einflusses auf Versorgungs- und Netzsicherheit liegen Fazit Folgerungen 9

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