Im Projekt entwickelt und validiert der Softwarehersteller Maon ein neues Gesamtverfahren zur Bewertung der Stromversorgungssicherheit. Der Schwerpunkt liegt auf der sogenannten Resource Adequacy. Diese gibt an, inwiefern das Versorgungssystem in der Lage ist, die Stromnachfrage jederzeit durch zufällig verfügbare Ressourcen zu decken. Zufällig verfügbare Ressourcen zur Stromerzeugung wie wetterabhängige Windenergie- und Photovoltaikanlagen nehmen durch die Energiewende zunehmend höhere Anteile ein. Um im Zuge dessen gesteigerte regulatorische Anforderungen an die Bewertung der Resource Adequacy zu erfüllen, sollen im Projekt erstmalig flexible Elektrofahrzeuge, Elektrolyseure, Batterien, Netzelemente und Energieimporte berücksichtigt werden. Der Fokus der Forschungsarbeiten liegt in der Transformation von detaillierten Marktmodellen aus der Netzanalyse in eine rechenzeiteffiziente Form, die zur stochastischen Bewertung der Resource Adequacy geeignet ist. Mit dem innovativen Ansatz könnte erstmalig die Stromversorgungssicherheit mit gesteigerten regulatorischen Anforderungen für zukünftig hohe Anteile von erneuerbaren Energien bewertet werden.
Im Projekt entwickelt und validiert der Softwarehersteller Maon ein neues Gesamtverfahren zur Bewertung der Stromversorgungssicherheit. Der Schwerpunkt liegt auf der sogenannten Resource Adequacy. Diese gibt an, inwiefern das Versorgungssystem in der Lage ist, die Stromnachfrage jederzeit durch zufällig verfügbare Ressourcen zu decken. Zufällig verfügbare Ressourcen zur Stromerzeugung wie wetterabhängige Windenergie- und Photovoltaikanlagen nehmen durch die Energiewende zunehmend höhere Anteile ein. Um im Zuge dessen gesteigerte regulatorische Anforderungen an die Bewertung der Resource Adequacy zu erfüllen, sollen im Projekt erstmalig flexible Elektrofahrzeuge, Elektrolyseure, Batterien, Netzelemente und Energieimporte berücksichtigt werden. Der Fokus der Forschungsarbeiten liegt in der Transformation von detaillierten Marktmodellen aus der Netzanalyse in eine rechenzeiteffiziente Form, die zur stochastischen Bewertung der Resource Adequacy geeignet ist. Mit dem innovativen Ansatz könnte erstmalig die Stromversorgungssicherheit mit gesteigerten regulatorischen Anforderungen für zukünftig hohe Anteile von erneuerbaren Energien bewertet werden.
Die Bundesregierung plant die Abschaffung bisheriger Heizsysteme wie Öl- und Gasheizungen, Holzheizungen (Stückholz, Pellets) usw. Stattdessen sollen schon sehr kurzfristig lediglich elektrisch betriebenen Heizsysteme eingesetzt werden, vorzugsweise Wärmepumpen. A) Dazu erbitte ich folgende Unterlagen, die ein realistisches Umsetzungsszenarium zeigen: 1. Der Zeitplan des Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz, zum Ausbau des dazu benötigten Stromes aus regenerativen Quellen in Deutschland zur Sicherheit der Stromversorgung für diese Heizsysteme auch in kalten Wintern. 2. Eine Übersicht welche regenerativen Energiequellen mit welcher Leistung dafür installiert werden müssen. 3. Eine Berechnung der Kosten die hierbei angesetzt werden und wie ist der Plan zur Finanzierung (einschließlich Inflation) aussieht. B) Die privaten Haushalte müssen die entsprechenden Wärmepumpen beschaffen. Senden Sie mir bitte dazu folgende Planungsunterlagen: 1. Den Plan, wie das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz sicher stellt, dass genug Wärmepumpen jederzeit für den Ein- und Umbau zur Verfügung stehen. 2. Die Planungsunterlagen, wie eine nachhaltige und umweltgerechte Entsorgung der Altheizsysteme aussehen wird. 3. Die Berechnung, der benötigten Fachkräfte für den Einbau und die Wartung der neuen Heißsysteme und wie das Vorhandensein dieser Fachkräfte sichergestellt wird. 4. Die Einbeziehung von Denkmalbelangen für denkmalgeschützte Gebäude (z. B. welchen Vorrang hat der Umbau der Heizsysteme und eine evtl. benötigte Wärmedämmung vor Denkmalschutzbelangen usw.?). 5. Daten über den geplanten Ausbau von Entsorgungssystemen für Altheizsysteme. 6. Daten über die Auswirkungen auf den Arbeitsmarkt. C) Im Eigentum des Bundes und der Länder befinden sich ebenfalls viele Gebäude, für die ein Umbau der Heizsysteme notwendig ist. Senden Sie mir bitte dazu folgende Planungsunterlagen: 1. Die Aufstellung, mit wie vielen Gebäude rechnet das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz im öffentlichen Bereich in diesem Zusammenhang rechnet. 2. Den Zeitplan für die Umsetzung in den öffentlichen Gebäuden in diesem Zusammenhang. 3. Den Finanzierungsplan für die Umsetzung in den öffentlichen Gebäuden in diesem Zusammenhang. 4. Den Plan, was mit öffentlichen Gebäuden passiert, für den der Einbau von Wärmepumpen nicht möglich ist (Abriss, Neubau?) 5. Die Einbeziehung von Denkmalbelangen für denkmalgeschützte Gebäude (z. B. welchen Vorrang hat der Umbau der Heizsysteme und eine evtl. benötigte Wärmedämmung vor Denkmalschutzbelangen usw.?). D) Des weiteren bitte um um die Zusendung der Ökobilanz gemäß ISO 14044 /14045 dieses Vorhaben, die Angaben über: Treibhauspotenzial / Carbon Footprint (GWP) Versauerungspotenzial (AP) Eutrophierungspotenzial (EP) Eingesetzte Ressourcen und die Ressourcenrückgewinnung Auswirkungen auf Wald und Flur- und Wassergebiete Ökoeffizienz Auswirkungen auf das Klima Humantoxizität Systemgrenzen Vergleichssystem usw. E) Berechnung, um wie viel ppm diese Maßnahmen den weltweiten CO2-Gehalt in der Atmospäre in den nächsten Jahren verringert und welche Auswirkungen auf die Verringerung des weltweiten Temperaturanstieges zu erwarten sind. Mir ist klar, dass zum jetzigen Zeitpunkt viele Daten noch keine finale Qualität erreicht haben können. Unabhängig davon müssen im Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz Planungsdaten zu den oben genannten Fragestellungen vorhanden sein. Sollten vertraulichen Namen auf den Unterlagen vorhanden sein, so können diese gerne geschwärzt werden.
Das heutige Marktdesign auf Basis eines 'Energy Only'-Marktes ist ohne Kapazitätsmechanismus grundsätzlich funktionsfähig und gewährleistet eine sichere Versorgung der Verbraucher gemäß deren Präferenzen. Zentrale Elemente eines funktionierenden EOM sind das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem, die ausreichende Vorhaltung von Regelleistung sowie das sog. 'peak load pricing'. Sie schaffen Anreize für individuelle Leistungsvorsorge und ermöglichen die Refinanzierung von Erzeugungskapazitäten und die Erschließung von Flexibilitätsoptionen, wie z. B. Lastmanagement, in einem für eine sichere und effiziente Stromversorgung erforderlichen Umfang. Eine Einführung von Kapazitätsmärkten ist daher nicht erforderlich.<BR>Eine umfängliche Anpassung durch ein neues Marktdesign mit Kapazitätsmärkten ist mit erheblichen Risiken, Transaktionskosten für Marktakteure und Herausforderungen der Etablierung eines adäquaten regulatorischen und rechtlichen Rahmens in Deutschland und Europa verbunden. Die Einführung von Kapazitätsmärkten hat somit - je nach Art des Kapazitätsmarktes - einen mehr oder weniger ausgeprägten experimentellen Charakter, so dass die Auswirkungen und sich in der Praxis ergebende Herausforderungen nur eingeschränkt absehbar sind. Die Analysen der alternativen Marktdesignoptionen mit Kapazitätsmechanismen zeigen, dass alle Kapazitätsmechanismen ihre spezifischen Ziele im Bereich Versorgungssicherheit grundsätzlicherreichen können. Mit zunehmender Intensität des staatlichen Eingriffs und der Regulierungstiefe sind allerdings auch erhebliche Ineffizienzen und Regulierungsrisiken gegeben.<BR>Wir empfehlen den 'Energy Only'-Markt beizubehalten und zeitnah Maßnahmen zu dessen Optimierung umzusetzen (EOM 2.0). Insbesondere empfehlen wir eine Prüfung und Weiterentwicklung der Marktregeln des Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystems und des Regelleistungsmarktes sowie einen Abbau von potenziellen Hemmnissen für die Erschließung von Nachfrageflexibilität und von weiteren Flexibilitätsoptionen.<BR>Für den politischen Wunsch nach einer zusätzlichen Absicherung der Stromversorgung empfehlen wir die Einführung einer Kapazitätsreserve als Ergänzung des EOM 2.0. So können auch Herausforderungen beim Ausstieg aus der Kernenergie, Verzögerungen beim erforderlichen Ausbau der Netzinfrastruktur und der Vollendung des europäischen Binnenmarktes für Strom sowie der sukzessiven Umstellung des Erzeugungssystems auf erneuerbare Energien (als zentrale Klimaschutzmaßnahme) in einer Übergangsphase adressiert werden. Die Kapazitätsreserve ist aus ordnungspolitischer Sicht von geringer Eingriffsintensität. Bei der Ausgestaltung der Kapazitätsreserve sollten insbesondere die Regeln bei der Beschaffung und beim Einsatz so ausgestaltet werden, dass Beeinträchtigungen des wettbewerblichen Strommarktes ausgeschlossen werden. Von zentraler Bedeutung ist hierfür ein striktes Vermarktungs- und Rückkehrverbot an wettbewerbliche(n) Strommärkte(n) für die Anlagen der Kapazitätsreserve (sog. 'no way back'-Regelung).<BR>Quelle: Forschungsbericht
Die Offshore-Windenergie soll in Zukunft in Deutschland einen bedeutenden Beitrag zur Stromversorgung der Gesellschaft leisten. Dementsprechend sind Gefährdungen des Offshore-Windenergie-Versorgungssystems (OWV) auch mit Gefahren für die Sicherheit der Stromversorgung und die Sicherheit der Bürger verbunden. Ziel des Teilvorhabens ist es, abgeleitet aus den technischen und energiewirtschaftlichen Zusammenhängen, die volkswirtschaftliche und gesellschaftliche Sicht auf die Versorgungssicherheit und Sicherheit der Bevölkerung umfassend darzustellen. Vorschläge für präventive und reaktive energiewirtschaftliche Maßnahmen sollen erarbeitet sowie die Sicherheitsmaßnahmen der anderen Verbundpartner aus volkswirtschaftlicher und gesellschaftlicher Perspektive bewertet werden, so dass man daraus eine Priorisierung der vorgeschlagenen Sicherheitsmaßnahmen ableiten kann. 1. Identifizierung von Schwachstellen des OWV, 2. Abschätzung der Bedeutung möglicher Ausfälle der Offshore-Stromproduktion für die Erzeuger, die Sicherheit der Stromversorgung und die Sicherheit der Bürger, 3. Erstellung eines Gefährdungs- und Bedrohungskatalogs als Basis der weiteren Untersuchung, 4. Entwicklung energiewirtschaftlicher Konzepte und Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit beim Ausfall von OWV, 5. Bewertung des Nutzens aus der Vermeidung von Stromausfällen und anderer Schäden aus gesellschaftlicher und ökonomischer Sicht; Ableitung von Empfehlungen für Technik, Gesellschaft, Recht und Politik.
Übergeordnetes Ziel der Studie war die modellgestützte Untersuchung der zukünftigen Stromversorgungssicherheit in Süddeutschland. Ausgehend vom heutigen Kraftwerksbestand und dessen zukünftiger Entwicklung untersucht die Studie für die Jahre 2020, 2023 und 2025, ob es zu Engpässen in der Stromversorgung kommt. Dies erfolgt durch die Anwendung des DLR-Energiesystemmodells REMix, das für jede Stunde des Jahres den Betrieb von Kraftwerken, Speichern und Stromnetzen simuliert. Im ersten Teil der Studie erfolgte eine Simulation der stündlichen Kraftwerksverfügbarkeiten durch den Kooperationspartner IER (Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung) basierend auf einem stochastischen Ansatz. Die Kalibrierung erfolgte auf Grundlage von historischen Kraftwerksausfällen anhand von Daten der Europäischen Strombörse EEX. Die Zeitreihen der Kraftwerksverfügbarkeiten gingen im zweiten Teil der Studie in die Simulation des Systembetriebs mit dem DLR-Energiesystemmodell REMix ein. Mit diesem wurde für 300 Variationen der Kraftwerksverfügbarkeit die Versorgungssituation im Europäischen Verbundnetz analysiert. Dabei ermittelt das Modell den kostenoptimalen Kraftwerkseinsatz zur Lastdeckung, das Auftreten von Versorgungsengpässen und die Auslastung von Netz- und Speicherkapazitäten. Dabei wurden verschiedene Szenarien bezüglich Kraftwerksrückbau und -zubau, verwendeten historischen Last- und Wetterjahren sowie Netzausbau betrachtet. Die REMix-Analyse zeigt, dass es im ungünstigen Szenario eines zügigen Rückbaus von Kraftwerken im In- und Ausland bereits im Jahr 2020 zu massiven Ausfällen kommt. Im günstigeren Fall eines langsameren Rückbaus gibt es in Süddeutschland erst im Jahr 2025 Ausfälle, in Norddeutschland jedoch spätestens im Jahr 2023. Die maximale Höhe der Deckungslücke liegt in Deutschland im ungünstigen Szenario für 2020 bei 9 GW und im günstigen Szenario für 2025 bei 3,3 GW. Diese Leistung könnte z.B. durch die Vorhaltung von Reservekraftwerken bereitgestellt werden, zudem können Laufzeitverlängerungen oder Retrofit existierender Anlagen eine Entlastung bewirken.
Das heutige Marktdesign auf Basis eines ‚Energy Only‘-Marktes ist ohne Kapazitätsmechanismus grundsätzlich funktionsfähig und gewährleistet eine sichere Versorgung der Verbraucher gemäß deren Präferenzen. Zentrale Elemente eines funktionierenden EOM sind das Bilanzkreis- und Ausgleichsenergiesystem, die ausreichende Vorhaltung von Regelleistung sowie das sog. ‚peak load pricing‘. Sie schaffen Anreize für individuelle Leistungsvorsorge und ermöglichen die Refinanzierung von Erzeugungskapazitäten und die Erschließung von Flexibilitätsoptionen, wie z. B. Lastmanagement, in einem für eine sichere und effiziente Stromversorgung erforderlichen Umfang. Eine Einführung von Kapazitätsmärkten ist daher nicht erforderlich. Veröffentlicht in Climate Change | 05/2016.
Im Rahmen des Forschungsvorhabens soll der Kraftwerkspark in Baden-Württemberg (BW) in stündlicher Auflösung unter dem Einfluss des Ausbaus erneuerbarer Energien für die Stichjahre 2020, 2030, 2040 und 2050 in zwei ausgewählten Szenarien (u.a. nach dem Gutachten zur Vorbereitung eines Klimaschutzgesetzes für BW) simuliert werden. Ziel der Modellrechnungen ist es, herauszufinden, unter welchen Bedingungen die Sicherheit der Stromversorgung in BW trotz des Rückbaus konventioneller Kraftwerke und des Zubaus erneuerbarer Energien gewährleistet werden kann. Der Fokus der Untersuchung liegt dabei auf der Ermittlung des zukünftigen Speicherbedarfs in den jeweiligen Szenariojahren auch unter Berücksichtigung von äußeren Einflussparametern wie z.B. dem Zubau von Speicherkapazität in Norwegen oder der Schweiz. Neben dem Speicherbedarf für BW wird auch die Wirtschaftlichkeit des Speicherbetriebs und damit die Wahr-scheinlichkeit eines marktgetriebenen Ausbaus von Speichertechnologien analysiert. In Abhängigkeit vom Ergebnis kann daraus ein Bedarf für unterstützende Mechanismen zum Ausbau von Speichern abgeleitet werden. Zusätzlich zur quantitativen Analyse wird qualitativ untersucht, inwiefern Kapazitätsmechanismen sinnvolle Anreize für Investitionen in Speichertechnologien setzten können.
Ziel des Verbundvorhabens ist die Entwicklung eines Prototypen eines neuartigen induktiv geschirmten supraleitenden Strombegrenzers (Englisch: inductive superconducting fault current limiter = iSFCL) für Mittelspannungsnetze und der Praxistest zum Nachweis von verbesserter Energieeffizienz und Sicherheit im deutschen Mittelspannungsnetz in einem Projektrahmen von drei Jahren. Die Bearbeitung geschieht in enger Zusammenarbeit der auf ihren Arbeitsgebieten ausgewiesenen Projektpartner AREVA Energietechnik GmbH, Bruker Advanced Supercon GmbH (hervorgegangen aus ACCEL Instruments), Bruker HTS GmbH und Stadtwerke Augsburg Energie GmbH auf Basis einer Aufgabenmatrix und eines integrierten Projektplanes. Leiterentwicklung und Herstellung, Systementwurf mit eingehenden Netz- und Betriebsmittel-Simulationen, sowie Konzeption und Konstruktion des iSFCL und Planung von Komponenten- und Gesamttestumgebung und -durchführung münden nach 19 Monaten in die Erstellung einer einphasigen Versuchseinheit zur Prüfung kritischer Auslegungsannahmen. Teilweise parallel wird die Erstellung des dreiphasigen Prototypen vorbereitet, an Erkenntnissen aus der Versuchseinheit ausgerichtet und nach positiven Prüfdaten des einphasigen Objektes hergestellt. Im Monat 32 ist die Installation und die Inbetriebnahme mit anschließendem Testbetrieb des Prototypen im Mittelspannungsnetz zwischen einem Umspannwerk und einem industriellen Großverbraucher/-erzeuger vorgesehen.
Der bis zum Jahr 2020 vorgesehene Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie gefährdet nicht die Versorgung Deutschlands mit Strom. Das ist das zentrale Ergebnis einer der aktuellen Kurz-Studie „Atomausstieg und Versorgungssicherheit” des Umweltbundesamtes (UBA).Presseschlagzeilen der vergangenen Wochen zeichneten das Bild von Stromengpässen in Deutschland spätestens ab dem Jahr 2012, sollte es beim beschlossenen Ausstieg aus der Nutzung der Atomkraft bleiben. Das UBA widerspricht dem auf Basis eigener Berechnungen. „Die Versorgungssicherheit mit Strom ist in Deutschland nicht gefährdet - eine „Stromlücke” ist nicht zu erwarten”, sagte Prof. Dr. Andreas Troge, Präsident des UBA.
| Origin | Count |
|---|---|
| Bund | 10 |
| Land | 2 |
| Zivilgesellschaft | 1 |
| Type | Count |
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| Förderprogramm | 6 |
| Text | 4 |
| unbekannt | 3 |
| License | Count |
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| geschlossen | 6 |
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| Language | Count |
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| Deutsch | 12 |
| Englisch | 5 |
| Resource type | Count |
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| Topic | Count |
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| Boden | 6 |
| Lebewesen und Lebensräume | 10 |
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| Mensch und Umwelt | 12 |
| Wasser | 2 |
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