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Anforderung an Smart Grids zur Reduktion von Backupkapazitäten im Stromversorgungssektor

Aufgrund sinkender Unterschiede zwischen Spitzen- und Grundlaststrompreisen an den Strommärkten, welche vor allem durch den geförderten Einsatz erneuerbarer Energien zustande kommen, wird der Bau neuer Kraftwerkskapazitäten vermehrt unwirtschaftlich. Die Einführung sogenannter Kapazitätsmärkte wird daher von vielen Stakeholdern (z.B. Energieversorgern) als mögliche Lösung dieses Problems argumentiert. Kapazitätsmärkte sollen dabei die Vorhaltung von Backupkraftwerken im Fall von geringer erneuerbarer Erzeugung z.B. über Leistungspreise direkt fördern. Einen alternativen Ansatz zu dieser „Kapazitätsförderung“ könnten Intelligente Stromnetze - sogenannte Smart Grids - darstellen, um zukünftige Backupkapazitäten am Strommarkt möglichst gering zu halten. Die Anforderungen, welche durch eine Substitution dieser Kapazitäten an eine Lastflexibilisierung gestellt werden, sind bis dato jedoch noch nicht im Detail bekannt. Diese Studie beantwortet daher die folgenden zentralen Fragestellungen: • In welchem Umfang müssten Smart Grids die Elastizität der Nachfrage steigern können (z.B. durch automatisierte Laststeuerung oder intelligenten Speichereinsatz), um signifikante Effekte zur Reduktion zukünftig notwendiger Backupkapazitäten an den Strommärkten (z.B. an der EEX) zu erreichen? • Welcher Deckungsbeitrag könnte durch vermiedene fossile Kraftwerkskapazitäten für eine Smart Grids Implementierung entstehen, wenn entsprechende externe Effekte berücksichtigt werden? • Wie hoch ist das Synergiepotential (Nutzung der Infrastruktur für andere Dienstleitungen) durch einen forcierten Aufbau von Smart Grid Infrastruktur einzuschätzen? Der methodische Ansatz zur Ermittlung des nötigen Speichereinsatzes sowie der Lastflexibilisierung sieht dabei den Einsatz des am Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe der TU Wien entwickelten Optimierungsmodells „HiREPS“ vor. Dieses Modell optimiert auf Basis detaillierter Stromerzeugungs- und Verbrauchs- und Speicherprofile, zukünftiger Technologiekosten und Vorgaben zur erwarteten CO2-Reduktionen im Stromerzeugungssektor (z.B. 90%) den notwendigen Mix der erneuerbaren und fossilen Kraftwerkskapazitäten in Deutschland und Österreich. Dabei werden auch Kraftwerke mit geringen Einsatzzeiten (&lt,50h pro Jahr für Gasturbinen) im Modell errechnet, um Nachfragespitzen bei geringer erneuerbarer Erzeugung decken zu können. Aus diesen Ergebnissen wird schließlich die nötige Lastflexibilisierung errechnet, um einen zu definierenden Prozentsatz dieser Backupkraftwerke vermeiden zu können. Die damit realisierbaren Einsparungen aus vermiedenen fossilen Kraftwerkskapazitäten und erreichbaren CO2-Reduktionen können somit als möglicher marktseitiger Deckungsbeitrag für eine zukünftige Smart Grid Infrastruktur abgeleitet werden. Parallel zur Bestimmung der nötigen Lastanpassung werden in dieser Studie einschlägige nationale und internationale Erkenntnisse zur Möglichkeit der Lastflexibilisierung in Österreich und Deutschland berücksichtigt. Dazu seien vor allem die „VDE Studie - Demand Side Integration“, die „E-Energy Projekte“ oder die Erkenntnisse der „Smart Grids Modellregion Salzburg“ hervorgehoben. Im Projektverlauf ist zudem eine laufende Einbeziehung der Experten der „Nationalen Technologieplattform – Smart Grids Austria“ in Form von gemeinsamen Workshops vorgesehen, um die Plausibilität der Annahmen und ausgewählten „Verschiebepotentiale“ aus der Sicht der Stromnetzbetreiber und des Energiemarkts verifizieren zu können. Vor allem zur Bewertung möglicher Synergiepotentiale durch einen markt- und netzseitigen Einsatz zukünftiger Smart Grid Infrastruktur kann durch den Antragsteller eine direkte Kooperation mit dem genehmigten Projekt „INTEGRA“, welches die transnationale Entwicklung einer Smart Grid Gesamtarchitektur zum Ziel hat, gewährleistet werden. Ein gemeinsamer Workshop mit dem INTEGRA Projektkonsortium ist daher ebenfalls geplant. Übergeordnet leitet die Studie somit Empfehlungen für die Auftraggeber sowie die betroffenen Stakeholder - vor allem für Netz- und Kraftwerksbetreiber - ab. Die zentralen Erkenntnisse werden dazu in einer Broschüre zusammengefasst.

Steckbrief

Projektnummer
841144
Koordinator
Technische Universität Wien Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe
Projektleitung
Wolfgang Prüggler, assistents@ea.tuwien.ac.at
Förderprogramm
Energieforschung (e!MISSION)
Dauer
10.2013 - 07.2014
Budget
59.589 €