Windenergie - Ausgleich der Prognosefehler

Zuletzt aktualisiert am 05.02.2017

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In Deutschland wurde die Windstromerzeugung in den letzten Jahren stark ausgebaut. Das integrierte Energie- und Klimaprogramm (IEKP) der Bundesregierung und die damit einhergehende Förderung der regenerativen Energieträger werden zu einem weiteren Zubau von Windkraftanlagen führen. Die Windstromerzeugung wird die Auslastung von Mittellastkraftwerken verringern, so dass die Verwertung der Flexibilität von Kraftwerken verstärkt in den Fokus gerät. Der Schwerpunkt der Untersuchung soll auf der Bereitstellung von Reserveleistung zum Ausgleich von Windprognosefehlern liegen. Hierbei wird ermittelt,

  • welche Anforderungen heute und zukünftig an die Reserve gestellt werden,
  • wie sich der Bedarf entwickelt,
  • welche Preise zu erwarten sind und
  • welche Kosten für die windbedingte Reservehaltung entstehen.

Das Projekt soll wichtige Erkenntnisse sowohl für die Betreiber von Windkraftanlagen als auch für die Betreiber von konventionellen Kraftwerken liefern. Bei einer angestrebten Direktvermarktung des Windstroms verursacht der Einsatz von Kraftwerksreserve zum Ausgleich von Windprognosefehlern einerseits Kosten für den Windkraftanlagenbetreiber, bietet aber andererseits dem Betreiber konventioneller Kraftwerke eine zusätzliche Erlösquelle.

Die Projektbeteiligung der E.ON Energie AG und der EWE AG als Kraftwerksbetreiber bzw. als Betreiber von Windkraftanlagen berücksichtigt beide Perspektiven und die Sicherstellung einer hohen Praxisrelevanz der Ergebnisse.

Methodik

Das Projekt berücksichtigt sowohl technische als auch ökonomische Aspekte. Zum einen wird das technische Zusammenwirken der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken einer technischen Analyse unterzogen, zum anderen wird der Markt für Kraftwerksreserve für den Ausgleich der Windprognosefehler untersucht. Abbildung 1 zeigt wesentliche Arbeitspakete des Projektes zur Verdeutlichung der Vorgehensweise.

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Abbildung 1: Vorgehensweise im Projekt

Für eine Bewertung des Zusammenwirkens der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken ist eine Betrachtung der Lastgänge der Stromerzeugung aus den jeweiligen Energieträgern notwendig. Neben der Modellierung des zeitlichen Verlaufs der zukünftigen Windstromerzeugung werden auch die Lastgänge der weiteren Must-Run-Anlagen (Photovoltaik, Biomasse, Laufwasser und Kraft-Wärme-Kopplung) bestimmt. Der Verbraucherlastgang abzüglich des Lastgangs aller Must-Run-Anlagen ergibt den so genannten Residuallastgang, der von konventionellen Kraftwerken gedeckt werden muss. Die Zusammensetzung des konventionellen Kraftwerksparks im Betrachtungsjahr bestimmt, welche Kraftwerke zur Lastdeckung zum Einsatz kommen können.

Die Windstromerzeugung kann im Gegensatz zur konventionellen Stromerzeugung nicht geplant werden, sondern lediglich für den Folgetag prognostiziert werden. Diese Vortagesprognose ist Basis für die Kraftwerkseinsatzplanung der konventionellen Kraftwerke. Falls untertägig auf Basis von Kurzzeitprognosen ein Prognosefehler festgestellt wird, muss dieser ausgeglichen werden. Dieser Ausgleich kann durch die konventionellen Kraftwerke erfolgen. Welche Kraftwerke hierfür eingesetzt werden, wird maßgeblich durch den zuvor ermittelten Lastgang der konventionellen Kraftwerke bestimmt. Der Bedarf, die Anforderungen und die Preise dieser Reserve werden in einer Marktuntersuchung bestimmt.

Mittel- bis langfristig sollte ein subventionsfreier Markt für die regenerative Stromerzeugung angestrebt werden. Die Betreiber von Windkraftanlagen müssen in diesem Fall den Windstrom selbst vermarkten (Direktvermarktung) bzw. einem Dritten die Vermarktung überlassen. Auf Basis der Ergebnisse der ökonomischen Untersuchung wird eine Methodik entwickelt, mit der die spezifischen Kosten für die notwendige Reserveleistung abgeschätzt werden können. Die ermittelten Kosten werden der Arbeitsgruppe Task 25 „Design and Operation of Power Systems with large amounts of wind power“ der Internationalen Energieagentur (IEA) bereitgestellt.

Im Rahmen des Projektes sind folgende Arbeitsschritte geplant:

  • Definition der Ausbaupfade der regenerativen Stromerzeugung, der Kraft-Wärme-Kopplung sowie der Entwicklung des Stromverbrauchs
  • Entwicklung von Modellen zur Bestimmung von Lastgängen
  • Synthetisierung der Lastgänge im Jahr 2020 für Windstrom, Photovoltaik, Kraft-Wärme-Kopplung, Laufwasser, Biomasse, Geothermie und Gesamtverbrauch
  • Berechnung des Residuallastgangs
  • Untersuchung der Möglichkeiten der grenzüberschreitenden Lastflüsse und der Speicherung
  • Weiterentwicklung des im Rahmen des Projektes KW21-E3 entwickelten Tools KEP (Kraftwerkseinsatzplanung)
  • Bestimmung des Kraftwerksparks im Jahr 2020
  • Entwicklung eines Wirtschaftlichkeitstools für Mittellastkraftwerke
  • Analyse der historischen Preise für das Produkt Windreserve
  • Auswertung der historischen EEX-Preise
  • Entwicklung einer EEX-Preismethode
  • Abschätzung der zukünftigen EEX-Preise
  • Analyse der Interdependenzen zwischen den verschiedenen Märkten für elektrische Energie und Leistung
  • Literaturrecherche zur erwarteten Verbesserung der Windprognosegüte
  • Entwicklung einer Methode zur Synthetisierung des zukünftigen zeitlichen Verlaufs der Prognosefehler
  • Abschätzung der benötigten Reservekapazitäten zum Ausgleich der Windprognosefehler
  • Ermittlung der Anforderungen an die Reserve
  • Untersuchung der Auswirkungen der organisatorischen Rahmenbedingungen (Ausschreibungsdauer, Verantwortlichkeit der Vermarktung) auf die Preise für die Reserve
  • Entwicklung einer Methodik zur Bestimmung der spezifischen Kosten der notwendigen Reserveleistung, welche im Falle einer Direktvermarktung einen Kostenbestandteil der Windstromerzeugung darstellen.

Förderung und Projektpartner

Gefördert vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages (Förderkennzeichen 0325091).

Die Projektpartner sind E.ON AG und EWE AG.

Veröffentlichungen

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