In einem Kurzgutachten für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) analysierte Ecofys eine Vielzahl von Studien zum Thema Kapazitätsmechanismen. In dem Gutachten werden wesentliche Annahmen und Untersuchungsansätze der Studien auf theoretischer und empirischer Basis diskutiert und die Konsequenzen für die Untersuchungsergebnisse aufgezeigt. Darüber hinaus werden die fundamentale Marktwirkungen der Integration erneuerbarer Energien und der EU-Binnenmarktintegration dargestellt und in den Kontext aktueller Marktbeobachtungen gesetzt. Das Gutachten kommt zu dem Ergebnis, dass die aktuellen Marktergebnisse die fundamentale Situation in effizienter Weise widerspiegeln und somit kein Marktversagen vorliegt welches einen tiefen regulatorischen Eingriff rechtfertigen würde. Derzeit befindet sich der Markt in einer doppelten Übergangsphase. Die Erzeugung basiert zunehmend auf erneuerbaren Energien und der Strommarkt ist zunehmend europäisch organisiert. In dieser doppelten Übergangsphase können Knappheiten gesicherter Erzeugungsleistung nicht vollständig ausgeschlossen werden. Aus diesem Grund bietet sich eine Absicherung dieser Übergangsphase durch eine strategische Reserve an. Die strategische Reserve bedeutet einen minimalen Eingriff in den Strommarkt und ermöglicht gleichzeitig eine große Anzahl an marktgetriebenen Lösungsoptionen für Knappheitssituationen.
Geothermieheizkraftwerke werde hauptsächlich wärmegeführt betrieben. Als flexible Stromerzeuger, die instantan gedrosselt oder abgeschaltet bzw. auf Wärmelieferung umgestellt werden können, könnten Heizkraftwerke der tiefen Geothermie zudem in Wettbewerb mit anderen Flexibilitätsoptionen treten und einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Durch besondere Merkmale wie die Pufferwirkung des angeschlossenen Wärmenetzes und die hohe Lastaufnahme der Förderpumpen ergibt sich ein sektorübergreifendes, flexibles System aus Erzeugung, Speicherung und Verbrauch, das sowohl in Zeiten geringer Stromproduktion aus fluktuierenden Quellen als auch bei erhöhtem Stromangebot zum Ausgleich einsetzbar ist. In Verbindung mit anderen Optionen können die geothermische Heizkraftwerke stabilisierend auf das Stromsystem wirken. Negative Effekte bei der Mindesterzeugung, wie sie bei anderen KWK-Anlagen vorliegen, können nicht entstehen. Das Vorhaben soll Flexibilitätsoptionen von wärmegeführten Geothermieheizkraftwerken sowohl aus technischer als auch aus ökonomischer Sicht prüfen. Auf der technischen Seite ist u.a. die Steuerbarkeit der Tiefpumpen wegen möglicher Störanfälligkeit infolge von Last- und Temperaturwechseln gegenüber dem heute üblichen Dauerbetrieb zu untersuchen. Zudem muss festgestellt werden, ob die Vermarktung geothermisch erzeugte Strommengen am Großhandelsmarkt oder die Teilnahme von Geothermie an Leistungsmärkten vor dem Hintergrund möglicher Kostenentwicklungen sinnvoll ist und ob Geothermie bei den Grenzkosten gegenüber weiteren Marktteilnehmern konkurrenzfähig sein wird. Damit das Flexibilitätspotential für einen sektorübergreifenden Ausgleich von Lastspitzen bestimmt werden kann, muss festgestellt werden, welche Lastverschiebungen bei gleichzeitiger Sicherstellung der Grundversorgung der Wärmeabnehmer möglich sind.
Das Projekt untersucht die Entwicklung des Stromsektors in Deutschland als Teil des europäischen Stromsystems. Mittels einer Szenarienanalyse werden mögliche Wechselwirkungen zwischen Deutschland und den europäischen Nachbarländern bis zum Jahr 2050 untersucht. Konkret werden dabei die folgenden fünf Forschungsfragen untersucht: 1. Welche Rollen können die untersuchten Mitgliedstaaten (MS) für das Gelingen einer europäischen Energiewende einnehmen (z.B. als Transitländer, Speicherländer oder Erzeugerländer)? Welche MS stehen bei der Transformation ihres Energiesystems vor ähnlichen Herausforderungen Länderclusterung)? 2. Wie wirkt sich die deutsche Energiewende auf die nationalen Energiesysteme der Nachbarländer aus, im Hinblick auf: a. Einsatz und Wirtschaftlichkeit des konventionellen Kraftwerkparks; b. 'Export' der deutschen Energiewende-Herausforderungen (Carbon Leakage & Nutzung von ausländischen Flexibilitäten)? 3. Wie wirkt sich ein verzögerter Ausbau der Kuppelkapazitäten auf die Erreichung der europäi-schen Klimaschutzziele aus? 4. Welchen Einfluss hätte die Einführung von nationalen CO2-Preisen in Deutschland sowie in weiteren Ländern mit ambitionierten Klimaschutzzielen auf die Minderung von CO2-Emissionen, auf Carbon Leakage Effekte und auf die Volllaststunden fossiler Kraftwerke in der gesamten EU? 5. Wie wirken sich grenzüberschreitende Kapazitätsmärkte auf nationale Strompreise, Preisver-zerrungen und Investitionsanreize aus? Welche Bedeutungen hat in diesem Zusammenhang der Ausbau von Grenzkuppelstellen? Kern der Untersuchung ist eine quantitative, modellbasierte Szenarienanalyse des Stromaustausches zwischen Deutschland und den Nachbarländern mit Hilfe des Power-Flex-Modells. Dies wird ergänzt um folgende Analysen: Erstens, welche Rahmenbedingungen werden benötigt, um die im Modell in den verschiedenen Szenarien angenommen Kuppelkapazitäten für den Stromaustausch tatsächlich zur Verfügung zu stellen? Und zweitens, welche Auswirkungen haben die für das Modell angenommenen Inputparameter auf die im Modell ermittelten Stromflüsse zwischen Deutschland und den europäischen Nachbarländern, und wie passen diese zu den dort jeweils verfolgten Strategien für den Stromsektor? So wird in den Szenarien zum Beispiel untersucht, wie sich der europäische Stromaustausch in verschiedenen Szenarien auf den Flexibilitätsbedarf in Deutschland auswirkt. Das beinhaltet die Fragen: Welche quantitativen energiewirtschaftlichen Effekte können erzielt werden; welche Rahmenbedingungen für den Stromaustausch sind dafür erforderlich; inwieweit kann Deutschland Flexibilität aus europäischen konventionellen Kraftwerken importieren und EE-Überschüsse exportieren; und wie passt dieser Handel mit Flexibilität nicht nur quantitativ zu der jeweiligen energiewirtschaftlichen Situation in den benachbarten Stromsystemen, sondern auch zu den dortigen energiewirtschaftlichen Interessenlagen? (Text gekürzt)
Im Moment treten regelmäßig Situationen an der EPEX auf, in denen das Angebot an Strom die Nachfrage übersteigt und sich negative Preise bilden. Diese Situationen gilt es zukünftig auf das strikt notwendige bzw. unvermeidbare Minimum zu reduzieren. Als ein Grund für negative Preise gelten aktuell der Betrieb von Must-Run-Leistungen (Stromerzeugungskapazitäten, die aus verschiedenen Gründen nicht ausreichend auf Veränderungen der Residuallast reagieren - können), während Phasen hoher fluktuierender Erzeugung und niedriger Nachfrage. Im Rahmen des Vorhabens Symbiose werden aufgrund dessen folgende aufeinander aufbauender Fragestellungen untersucht: - Welche Begründungen gibt es für 'Must-Run-Verhalten' und welche sind im Rahmen der Systemtransformation sachgerecht? - Inwieweit verändern sich die Gründe für 'Must-Run' im Zuge der Transformation des Energiesystems durch höhere fEE-Strommengen? - In welchem Umfang können regenerative steuerbare Kraftwerke, insbesondere Bioenergieanlagen, Aufgaben übernehmen die zu einer Reduzierung des Must-Run-Verhaltens führen? - Welches Betriebsverhalten und welche technische Ausstattung der Bioenergieanlagen sind für das Energiesystem zielführend? Welche Faktoren (technische Lösungen, regulatorischen Änderungen, zusätzlicher SDL-Bedarf) verändern diese Empfehlungen? Die Ergebnisse des Vorhabens, sollen einen Beitrag zur Diskussion über die Gestaltung eines Energieversorgungssystems, welches kostengünstig, klimaschonend eine hohe Versorgungssicher gewährt, leisten.
Das Ziel der Analyse ist die Untersuchung der Versorgungssicherheit in Deutschland, insbesondere in Süddeutschland, vor dem Hintergrund der Abschaltung weiterer Kernkraftwerkskapazitäten in den nächsten Jahren sowie eines steigenden Anteils an erneuerbaren Energien. Diese Untersuchung ist aber nicht durchzuführen, ohne die Entwicklungen hin zu einem europäischen Binnenstrommarkt und die Einführung von Kapazitätsmechanismen im benachbarten Ausland angemessen zu berücksichtigen. Daher wird das am KIT angesiedelte Strommarktmodell PowerACE weiterentwickelt, um die europäische Strommarktkopplung, die eingeführten/diskutierten Kapazitätsmechanismen und die (regionalen) Nachfrageflexibilitätsoptionen adäquat abzubilden. Mittels der Analyse lassen sich Handlungsempfehlungen ableiten, um weiterhin eine nachhaltige, kostengünstige und sichere Versorgung an Elektrizität zu gewährleisten. Das KIT ist an der konzeptionellen Entwicklung einzelner Szenarien im Arbeitspaket 1 (AP 1) beteiligt. Im AP 3, das vom KIT geleitet wird, wird das Strommarktmodell PowerACE so erweitert, dass alle für Deutschland relevanten europäischen Strommärkte sowie regulatorische Änderungen beim Design dieser Märkte (z.B. die Einführung von Kapazitätsmechanismen) abgebildet werden. Außerdem werden Modellierungsansätze in PowerACE implementiert, um die in AP2 ermittelten Nachfrageflexibilitäten bei der Strommarktsimulation zu berücksichtigen. Schließlich wird in AP 3 ein Verfahren zur regionalen Abbildung von Kraftwerksinvestitionen entwickelt, so dass der nach den Investitionsentscheidungen resultierende Kraftwerkspark an das AP 4 übergeben werden kann. Daher ist eine konsistente Datenhaltung mit dem in AP 4 eingesetzten Modell ELMOD anzustreben. In AP 5 werden die Modellergebnisse aus PowerACE im Kontext der Ergebnisse der Projektpartner evaluiert. In AP 6 wird das KIT Publikationen und Konferenzbeiträge verfassen, mit den Projektpartnern ein Workshop durchführen sowie die Zusammenarbeit verstetigen.
Das Ziel der Analyse ist die Untersuchung der Versorgungssicherheit in Deutschland, insbesondere in Süddeutschland, vor dem Hintergrund der Abschaltung weiterer Kernkraftwerkskapazitäten in den nächsten Jahren sowie einem steigendem Anteil an dargebotsabhängigen erneuerbaren Energien. Die bisherigen Analysen zu diesem Thema werden um drei wesentliche Punkte ergänzt: - Integration verschiedener Marktdesignoptionen in Deutschland und den europäischen Nachbarländern, - Integration der europäischen Marktkopplungsmechanismen, - Berücksichtigung des Beitrags der Nachfrageflexibilisierung zur Versorgungssicherheit. Um die offenen Fragen zu beantworten, werden verschiedene Modellansätze gekoppelt, welche in den jeweiligen Teildisziplinen ihre Stärken besitzen. Durch die Kopplung der bewährten Modellansätze ist es erstmals möglich, bisher nicht untersuchte Aspekte zum Thema Versorgungssicherheit in Süddeutschland detailliert zu adressieren. Die Auswahl der Modelle erfolgt in Funktion der definierten Zielsetzungen: Die Modelle des Fraunhofer ISI (FORECAST und eLOAD) werden für die Projektion der jährlichen Stromnachfrage und die Berechnung stündlicher Lastkurven und Nachfrageflexibilitäten eingesetzt. Letztere dienen als Eingangsdaten für die Modelle ELMOD und PowerACE EU, welche in einem iterativen Verfahren die Investitionen in neue Kraftwerke sowie deren Einsatz und den Ausbau der Netzkuppelstellen vornehmen. Darüber hinaus koordiniert das ISI die Verwertung der Projektergebnisse.
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