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Projektpartner:
Herzlich willkommen zumAbschlussworkshop des
Forschungsprojekts AVerS!
2 08.07.2019
Agenda
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Begrüßung und Projektvorstellung
2 Überblick der angewandten Methodik
3 Entwicklungen im Referenzszenario (REF)
4 Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)
5 Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)
6 Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)
7 Fazit und Diskussionsrunde
3 08.07.2019
Entwicklungstreiber der Versorgungssicherheit
1. Veränderungen im Kraftwerkspark
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Umfangreiche Stilllegungen von
gesicherter Kraftwerksleistung durch:
beschlossenen Kernkraftausstieg
unrentable Kraftwerke
abzusehenden Kohleausstieg
Hoher Stilllegungsanteil in
Süddeutschland
Quelle: BNetzA (2019) Kraftwerksstilllegungsanzeigen
4 08.07.2019
Entwicklungstreiber der Versorgungssicherheit
1. Veränderungen im Kraftwerkspark
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Entwicklung der gesicherten
Kraftwerksleistung in Deutschland:
Stilllegungen von ca. 26 GW bis
2023
Auf Grund des Kohleausstiegs
werden weitere 30 GW bis 2038
reduziert werden
Quelle: Eigene Darstellung nach BNetzA (2019)
9,5
21,2
15,0 15,0
23,7
15,0 15,0
29,4
28,0 28,0
4,3
4,1 4,1
5,6
5,6 5,6
3,8
3,7 3,7
7,7
7,7 7,7
3,5
3,5
6,4
6,4
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
2019 mit PSP 2023 mit PSP 2023 ohne PSP
Kap
azitä
t [
GW
]
Kernenergie Braunkohle Steinkohle Erdgas
Mineralöl Sonstige Laufwasser Biomasse
115,1
88,9
79,1
5 08.07.2019
433
2.987 2.670 3.536
6.812
20.736
16.431
26.138
21.217
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
2.010 2.011 2.012 2.013 2.014 2.015 2.016 2.017 2.018
[GW
h]
Redispatch Einspeisemanagement Netzreserve
Entwicklungstreiber der Versorgungssicherheit
2. Netzengpässe
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Windkraft-Zubau in Norddeutschland führt zu:
Zunehmenden Nord-Süd-Engpässen im
Übertragungsnetz
Steigenden Abregelungs-, Netzreserveeinsatz-
und Redispatchvolumina und -kosten
Quelle: BNetzA (2019): Netz- u.
Systemsichertsmaßnahmen 2018
Quelle: Eigene Darstellung nach BNetzA, Monitoringberichte
6 08.07.2019
180
224 215336
1141
841
1448 1438
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
[Mio
. €]
Redispatch Einspeisemanagement Reservekraftwerke
Entwicklungstreiber der Versorgungssicherheit
2. Netzengpässe
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Windkraft-Zubau in Norddeutschland führt zu:
Zunehmenden Nord-Süd-Engpässen im
Übertragungsnetz
Steigenden Abregelungs-, Netzreserveeinsatz-
und Redispatchvolumina und -kosten
Quelle: BNetzA (2019): Netz- u.
Systemsichertsmaßnahmen 2018
Quelle: Eigene Darstellung nach BNetzA, Monitoringberichte
7 08.07.2019
Instrumente zum Erhalt der Versorgungssicherheit
Ergänzungen zum Netzausbau nötig?
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
NEP berücksichtigt Nord-Süd-Engpässe
8GW HGÜ-Korridore bis 2025 geplant
ABER: Netzausbau kann sich verzögern
Market Splitting in Deutschland
Kapazitätsmechanismus
Demand-Side-Management
Quelle: VDE | FNN/Übertragungsnetzbetreiber, NEP 2030 2. Entwurf
Sind ergänzende Maßnahmen mit lokaler
Steuerung zum Netzausbau nötig?
8 08.07.2019
Projektvorstellung: Forschungsfrage
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Analyse der Versorgungssicherheit in Süddeutschland unter Berücksichtigung
der europaweiten Kopplung der Strommärkte
Auswirkungen verschiedener Marktdesignoptionen in Deutschland und den
europäischen Nachbarländern auf die Versorgungssicherheit in Deutschland,
insbesondere Süddeutschland,
Auswirkungen der europäischen Marktkopplungsmechanismen auf die
Versorgungssicherheit in Deutschland im Allgemeinen und Süddeutschland im
Besonderen und
Beitrag der Nachfrageflexibilisierung zur Versorgungssicherheit.
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
9 08.07.2019
Agenda
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Begrüßung und Projektvorstellung
2 Überblick der angewandten Methodik
3
4
5
6
7 Fazit und Diskussionsrunde
Entwicklungen im Referenzszenario (REF)
Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)
Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)
10 08.07.2019
Entwicklung der langfristigen Stromnachfrage
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik• FORECAST und
eLOAD
• PowerACE
• ELMOD
• Modellkopplung
• Szenarioüberblick
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
jährlich stündlich
national
regional
(Landkreis-
Ebene)
0
100
200
300
400
500
600
2015 2020 2030
Ne
tto
stro
mb
ed
arf [
TWh
]
GHD Haushalte Industrie Verkehr
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
100
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Summer
2050 - eLOAD
0
20
40
60
80
100
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Typtag [h]
Last
[GW
]
Dimensionen der Modellierung: Modellverbund FORECAST und
eLOAD
11 08.07.2019
FORECAST: Projektion der Jahresstromnachfrage
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik• FORECAST und
eLOAD
• PowerACE
• ELMOD
• Modellkopplung
• Szenarioüberblick
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Industry
GHD
Subsektor
Energy service
Saving
option
Industry
Haushalte
Submodule
Technologie
Effizienzklasse
Industry
Industrie
Subsektor
Prozess
Saving
Option
Industry
Sonstige
Verkehr
Landwirtschaft
Szenariodefinition
FORECAST PricingSektorspezifische Endkundenpreise
FORECASTJährliche Nachfrage
ErgebnisseStromnachfrage national
FORECAST MacroBruttowertschöpfung, Produktion,
Beschäftigung,…
FORECAST RegionalJährliche Nachfrage – Regional
(Landkreisebene)
Regionaldatenbank
Bevölkerung
BIP
Bruttowertschöpfung
Beschäftigte
Wohnfläche
Sektorale Verteilungsschlüssel
Industrie Haushalte
GHD Sonstige
ErgebnisseStromnachfrage regional
Annahmen BIP, Bevölkerung, Energieträgerpreise, Politikmaßnahmen,…
12 08.07.2019
eLOAD - Lastkurvenprojektion
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik• FORECAST und
eLOAD
• PowerACE
• ELMOD
• Modellkopplung
• Szenarioüberblick
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Partielle Dekomposition der historischen
Systemlast
Simulation der Zusammensetzung der Systemlast
und deren langfristige Entwicklung
Berücksichtigung von prozessspezifischen
Änderungen
Statisches Verhalten wird angenommen
Methodik
Stündlich aufgelöste Systemlast im Zieljahr vor
Einsatz von Lastmanagement
Langfristige Entwicklung der Systemlastkurve zur
Identifikation struktureller Veränderungen
Ergebnisse
SystemlastRelevante Prozesse
Bas
isja
hr
Pro
jekt
ion
sjah
r
13 08.07.2019
Strommarktsimulationsmodell PowerACE
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Eigenschaften
• Zeithorizont: 2015–2050 jährlich mit
Auflösung von 8760 h/a
• Day-Ahead Marktsimulation: Kopplung
der nationalen Märkte
• Investitionsentscheidungen: iterative
Bestimmung eines Nash-Gleichgewichts
Eingangsdaten
• Kraftwerksflotten des Basisjahrs
• Brennstoffpreise und CO2 Preise
• Stündliche Stromnachfrage und Ein-
speisung Erneuerbarer
• Handelskapazitäten (NTCs)
Modellergebnisse
• Stündliche Day-Ahead Marktpreise
• Stündlicher Kraftwerks- und Speicher-
einsatz
• Investitionsentscheidungen in Kraft-
werke und Speicher
1 Projekt AVerS
2 Methodik• FORECAST und
eLOAD
• PowerACE
• ELMOD
• Modellkopplung
• Szenarioüberblick
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
14 08.07.2019
ELMOD Analysen basieren auf dem europäischen
Übertragungsnetz
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik• FORECAST und
eLOAD
• PowerACE
• ELMOD
• Modellkopplung
• Szenarioüberblick
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Übertragungsnetz Eigenschaften Übertragungsleitungen
Spannungslevel:
150kV
220 kV
300 kV
380 kV
750 kV
HVDC
Thermische Kapazität
Anzahl von Stromkreisen
Elektrische Merkmale: Widerstand,
Reaktanz, shunt conductance
½ C ½ C
R X
Datenbasis
5.210 AC Übertragungsleitungen
25 HGÜ-Leitungen
228.000 km Übertragungsleitungslänge
284.000 km Länge der Stromkreise
15 08.07.2019
ELMOD basiert auf der Nodalpreis-Logik
Kostenminimaler Redispatch kann implementiert werden
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik• FORECAST und
eLOAD
• PowerACE
• ELMOD
• Modellkopplung
• Szenarioüberblick
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
OptimierungKnoten
Erzeugungskapazitäten
EE-Einspeisung
Erzeugungskosten
Nachfrage
Kraftwerks-Dispatch
Leitungen
Stromnetz-Graph
(Inzidenz-Matrix)
Thermische
Kapazitäten
Impedanz
B
A C
DemandGen 1
Gen 2
Limit
Input Output
MIN Erzeug.- / Engpasskosten, u.d. NB
Nachfrage + Injection = Erzeugung
Erzeugung ≤ install. Kapazität
| Lastfluss | ≤ therm. Kapazität
Beispiel:
Knoten
Kraftwerkseinsatz
Kraftwerks-Redispatch
Abregelung EE
(EinsMan)
Nodalpreise
Leitungen
Lastflüsse
Engpassleitungen,
-häufigkeiten,
-volumen etc.
DC Modell-Schema ELMOD
16 08.07.2019
Kopplungsschema der Einzelmodelle
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik• FORECAST und
eLOAD
• PowerACE
• ELMOD
• Modellkopplung
• Szenarioüberblick
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
17 08.07.2019
Das Szenario REF dient als Worst-Case Betrachtung aus Sicht der Versorgungssicherheit
In den Szenarien SPLIT, CRM und DSM werden verschiedene Instrumente zur Erhöhung der
Versorgungssicherheit isoliert hinsichtlich ihrer Effektivität gegenüber REF analysiert
Vergleich der betrachteten Szenarien
Szenario Gebotszonen Marktdesign Nachfrageflexibilität Zuordnung der Neubauten
REF NationalEOM in Deutschland, Status
quo in den Nachbarländern
Unflexible Nachfrage
in allen modellierten
Ländern
Innerhalb der Zonen nach
Stilllegungsorten
SPLIT
National, Aufteilung
Deutschlands in
zwei Zonen
EOM in Deutschland, Status
quo in den Nachbarländern
Unflexible Nachfrage
in allen modellierten
Ländern
Innerhalb der Zonen nach
Stilllegungsorten
CRM National
Kapazitätsmechanismus in
Deutschland, Status quo in
den Nachbarländern
Unflexible Nachfrage
in allen modellierten
Ländern
Innerhalb der Zonen nach
Stilllegungsorten, zusätzlich
vereinfachte Berücksichtigung
von Netzengpässen
DSM NationalEOM in Deutschland, Status
quo in den Nachbarländern
Steigende Anteile
flexibler Nachfrage
in allen modellierten
Ländern
Innerhalb der Zonen nach
Stilllegungsorten
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik• FORECAST und
eLOAD
• PowerACE
• ELMOD
• Modellkopplung
• Szenarioüberblick
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
18 08.07.2019
Agenda
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Begrüßung und Projektvorstellung
2 Überblick der angewandten Methodik
3
4
5
6
7 Fazit und Diskussionsrunde
Entwicklungen im Referenzszenario (REF)
Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)
Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)
19 08.07.2019
Geografische Auflösung der Modelle
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Energy-only Markt
Strategische Reserve
Kapazitätsmechanismus
FORECAST / eLOAD PowerACE ELMOD
• DE mit landkreisscharfer Auf-
lösung der Stromnachfrage
(NUTS-3)
• Nachbarländer und IT in
nationaler Auflösung (NUTS-0)
• Nationale Auflösung (NUTS-0)
• Blockscharfe Kraftwerke
• Länderspezifische Markt-
designs
• DE knotenscharf
• Nachbarländer und IT mit
konsolidierten Knoten
• Interkonnektoren zu DE einzeln
abgebildet (ohne SE, NO)
20 08.07.2019
Szenariorahmenwerk
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Brennstoffpreise
Bevölkerung Bevölkerungswachstum bis 2050EU Reference Scenario 20161)
Wirtschaftswachstum BIP Wachstum bis 2050 EU Reference Scenario 20161)
Rahmenwerk Weniger ambitioniertIndikator
Großhandelspreise in 2050EU Reference Scenario 20161)
Mehr ambitioniert
Ni
Ni
Ho
HoNi
HoNi
Ho
CO2-Preise EUA-Preise in 2050 EU Reference Scenario 20161)
HoNiEnergieeffizienz Anteil des ausgeschöpften
technischen Potentials in 2050
HoNiErneuerbaren Anteil Erneuerbaren Anteil an Strom-
erzeugung in 20501) & eigene Annahmen
HoNiTHG Emissions-Reduktion
Gesamte Emissionsreduktion in
2050 im Vergleich zu 19902)
Politik-Ziele
1) EU Reference Scenario 2016 (Capros et al. 2016) 2) EC Roadmap for moving to a competitive low carbon
economy in 2050 (COM 2011/0112), WEO 2016: OECD/IEA 2016
~ -80%
~ 80%
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
21 08.07.2019
Entwicklung der jährlichen Stromnachfrage
- sektorale Entwicklung 2015 bis 2050 in Deuschland
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
• Rückgang der Nachfrage in den „klassischen“ Sektoren bedingt durch Effizienzgewinne
• Diffusion neuer Verbraucher (Wärmepumpen, Elektrofahrzeuge) führt insgesamt zu einer starken
Erhöhung der Jahresnachfrage
• Ab 2030 Brennstoffwechsel in der Industrie (hin zu strom- oder wasserstoffbasierten Prozessen)
& neue Produktionsverfahren: Starker Anstieg der Stromnachfrage im Industriesektor
523 536 549 578
673
765816 853
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Str
om
na
ch
fra
ge
in T
Wh
Industrie Haushalte GHD Sonstige (u.a. Verkehr)
229 231 236 253
328
395433
467
0
100
200
300
400
500
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Str
om
na
ch
fra
ge
in T
Wh
H2-Direktreduktion aus EE Ammoniak H2-basiert
Methanol H2 H2-Elektrolyse (Feedstock)
Industrie exkl. H2-basierte Produkte
Gesamtstromnachfrage Deutschland Stromnachfrage Industrie Deutschland
22 08.07.2019
Entwicklung der stündlichen Stromnachfrage
- Systemlastentwicklung in Deutschland
Strukturelle Veränderungen geprägt durch HO-LKW, private Elektroautos und Effizienzgewinne in der
Beleuchtung
Zunehmend Absinken der Systemlast in den Nachtstunden.
Nachfrageerhöhung bedingt durch Sektorkopplungstechnologien und neue Produktionsverfahren in der
Industrie (H2- und strombasiert) (Wasserstofferzeugung): Erhöhung der Spitzenlast auf > 130 GW
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Vergleich ausgewählter Prozesse und Anwendungen
im Tagesverlauf - 2030 vs. 2015
Entwicklung der mittleren Systemlast in
Deutschland im Tagesverlauf
0
20
40
60
80
100
120
1 4 7 10 13 16 19 22
La
st in
GW 2020
2030
2040
2050
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
23 08.07.2019
Entwicklung der regionalen Stromnachfrage
- Veränderung in den Landkreisen: 2015 vs. 2050
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Regionale, strukturelle Unterschiede bestimmen Entwicklung der Stromnachfrage
Ländliche Regionen sind durch hohen Anteil Elektrofahrzeuge geprägt, Städte durch steigenden GHD-Anteil
Anstieg der Systemlast stärker als Anstieg der Jahresstromnachfrage
Jahresstromnachfrage Maximale Systemlast
24 08.07.2019
Regionale Betrachtung Gesamtlast
Starke Unterschiede hinsichtlich der Volatilität der Last einzelner
Regionen: In regionalisierter Betrachtung dominieren einzelne
Prozesse und Anwendungen
Kompensation des Nachfragerückgangs (Effizienzgewinne)
durch einzelne Prozesse und Anwendungen
Implikationen für Flexibilitätspotenzial, Flexibilitätsbedarf und
Netzengpässe
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Kapazitätsfaktoren aller
Landkreise: Mittlere / Maximale
Last
Deutschland
Mittlerer Lastverlauf ausgewählter Landkreise (normalisiert)
25 08.07.2019
Die deutschen Ziele sehen einen Anteil der Erneuerbaren Energien an der gesamten
Stromerzeugung von 65% bis 2030 und 80% bis 2050 vor
Die stark steigende Stromnachfrage erfordert daher enorme Zubauraten für Photovoltaik und
Windkraft in Deutschland
0
200
400
600
800
1000
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Nachfrageentwicklung aus FORECAST zum Vergleich: konstante Stromnachfrage
Erz
eu
gu
ng
/Nac
hfr
ag
e [
TW
h]
Sonstige Wasserkraft Photovoltaik Wind offshore Wind onshore Nachfrage
Zukünftige Stromerzeugung aus Erneuerbaren
Energien in Deutschland
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
26 08.07.2019
Umfangreiche Kraftwerksstilllegungen und eine stark steigende Stromnachfrage führt zu
enormem Zubau von Gaskraftwerken in Deutschland
Investitionen in Speicher werden bei ausschließlicher Nutzung am Day-Ahead Markt erst bei
hohen Anteilen an Erneuerbaren Energien und starker Kostendegression getätigt
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Szenario REF
Ins
tall
iert
e K
ap
azit
ät
[GW
]
Kernkraft Braunkohle Steinkohle GuD Gasturbine
Öl Pumpspeicher Redox-flow Batterie Li-ion Batterie Spitzenresiduallast
Entwicklung der konventionellen Kraftwerks- und
Speicherkapazitäten in Deutschland
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Ausstieg aus Kernkraft
und Kohleverstromung
Speicherinvestitionen
werden wirtschaftlich
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
27 08.07.2019
23
-7,9
30,4
16
-16,7
32,7
21
-16,0
37,1
-20,0
-10,0
-
10,0
20,0
30,0
40,0
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
2020 2025* 2035**
Engp
ass
Vo
lum
en D
E [T
Wh
]
DEN DES
REF – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035
Brutto Engpass-Volumen
nimmt bis 2035 leicht zu –
Annahme: 5 Jahre
Netzausbau Verzögerung
Die Abregelung von Windkraft
ist Treiber der Entwicklung –
leichter Rückgang in 2035 auf
Grund Netzausbau
Bedeutung der vordefinierten
Netzreserve-Kraftwerke
nimmt ab
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
* ohne HGÜ-Netzausbau
** mit HGÜ-Netzausbau
28 08.07.2019
16,0
-16,7
32,7
1,8
-2,8
4,6
-14,2 -13,9
-28,1
-40,0
-30,0
-20,0
-10,0
-
10,0
20,0
30,0
40,0
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
Red
isp
atch
Cu
rtai
lmen
t
Engp
ass
bru
tto
2025* 2025** Differenz
Engp
ass
Vo
lum
en D
E [T
Wh
]
DEN DES
REF 2025: verspäteter vs. rechtzeitiger Netzausbau
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Generelle Szenarien-
Annahme: 5 Jahre
Verzögerung bei HGÜ-
Leitungen in DE
Bei rechtzeitigem
Netzausbau (HGÜ-
Leitungen) werden
Engpässe in 2025 jedoch
massiv reduziert
Redispatch und
Reserve-Einsatz: - 89%
(15,9 TWh 1,8 TWh)
EE-Abregelung kann
um 14 TWh reduziert
werden
29 08.07.2019
REF 2035: Nord-Süd Engpässe bestehen weiter
Netzausbau entschärft diese
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Der Netzausbau führt zu einer
Reduktion des EE-Abregelung-
Volumen in 2035 ggü. 2025
Dennoch sind Nord-Süd-
Engpässe durch den weiteren
Windkraftausbau weiterhin
dominierend
Durch Annahme der 5 Jahres-
Verzögerung fehlen die HGÜ-
Projekte: DC20, DC21/23/25 lt.
NEP2030 (2019)
Leitungen mit sehr hoher
Auslastung DE 2035
Anzahl h mit > 90%
300 GWh Abregelung
300 GWh negativer Redispatch
300 GWh positiver Redispatch
30 08.07.2019
30 33 37
108
-100
-80
-60
-40
-20
-
20
40
60
80
100
120
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
Red
isp
atch
EE-A
bre
gelu
ng
Engp
ass
bru
tto
2020 2025* 2035** 2050**
Engp
ass
Vo
lum
en D
E [T
Wh
]
DEN DES
REF – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2050
Massive Zunahme des
Engpass Volumens in 2050
Hohe negative
Residuallasten führen zu
einer extrem steigenden
EE-Abregelung (Großteil
davon erfolgt bereits im
Markt)
Positiver Redispatch steigt
realtiv langsam im Vergleich
zum Abregelungsvolumen
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
* ohne HGÜ-Netzausbau
** mit HGÜ-Netzausbau
31 08.07.2019
Zwischenfazit zum Szenario REF
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF• Annahmen
• Nachfrage
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Nachfrage Strommarkt Übertragungsnetz
Konsequente Dekarbonisierung
der Industrie ohne CCS be-
nötigt innovative Verfahrens-
weisen, was zu einem starken
Anstieg der Stromnachfrage
in der Industrie führen kann
Residential/GHD: Sehr hohes
Niveau im Bereich der Gebäu-
desanierung, Ausweitung der
Gebäudestandards und der
Ökodesigndirective
Einhaltung der Klimaziele
erfordert unter den gegebenen
Voraussetzungen enormen
Ausbau der Erneuerbaren
Energien
Bei starrer Nachfrage trotz
hoher Anteile Erneuerbarer
besteht auch zukünftig ein sehr
hoher Kraftwerksbedarf
Großspeicher werden aber bei
reinem Einsatz am Day-Ahead
Markt erst spät wirtschaftlich
Durch steigende Nachfrage
und Einspeisung aus Erneuer-
baren nehmen die Abrege-
lungsvolumina trotz der
zunehmenden Kopplung der
Strommärkte zukünftig
deutlich zu
Rechtzeitiger Netzausbau ist
kurzfristig essentiell, muss
langfristig jedoch um weitere
Flexibilitäten und
Netzkapazitäten ergänzt
werden
32 08.07.2019
Agenda
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Begrüßung und Projektvorstellung
2 Überblick der angewandten Methodik
3
4
5
6
7 Fazit und Diskussionsrunde
Entwicklungen im Referenzszenario (REF)
Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)
Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)
33 08.07.2019
SPLIT – Methode zur Gebotszonenbildung
Market Splitting
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Methode: Spectral Clustering mit Fuzzy-C-Means
Analysen zur Stabilitätund Robustheit
2. Clustern der Nodalpreise
Berechnung* Laplacian-Matrix U auf Basis von Ähnlichkeit u. Adjazenz
Berechnung der Eigenvektoren von U
Clustern der k kleinstenEigenvektoren mitFuzzy-C-Means Algor.
Excel, sonstiges
BerechnungKraftwerkseinsatz und Investitionen (bis 2050)
3. Bewertung Marktzuschnitte
BerechnungEngpassmanagement-Maßnahmen für“Stützjahre” in ELMOD
Berechnung von Vergleichsindikatoren, u.a. für Engpass-Manag., Systemkosten, etc.
1. Generierung von Nodalpreisen
Konfiguration Zieljahr(e)
Berechnung von stünd-lichen Nodalpreisen in ELMOD für Zieljahr(e)
Definition Szenarien
RGams PowerACEQuelle: eigene Darstellung; *nach Luxburg (2007) & Metzdorf (2016)
34 08.07.2019
SPLIT – Methode zur Gebotszonenbildung
Market Splitting
Marktzonenbildung durchgeführt mit
Zieljahr 2020
Engpassleitungen (hohe
Kapazitätsauslastung) sind
vorrangig in Nord-Süd-Richtung
und werden von neuer
Preizonengrenze “gut getroffen”
Engpässe in Ost-West Richtung
treten relativ zu Nord-Süd-
Engpässen deutlich seltener in den
Modellrechnungen auf
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
35 08.07.2019
Unter ambitioniertem Ausbau der Erneuerbaren und den geplanten Übertragungskapazitäten
bleiben auch langfristig Preisdifferenzen zwischen den Preiszonen DEN und DES bestehen
Getrieben durch steigende Kosten für konventionelle Stromerzeugung nimmt die Anzahl der
Stunden mit Preisdifferenzen mittelfristig gegenüber 2020 ab, deren Höhe steigt jedoch
0
50
100
150
200
250
60% 70% 80% 90% 100%
Δd
er
Day-A
he
ad
Ma
rktp
reis
ein
DE
S u
nd
DE
N [
EU
R/M
Wh
]
Anteil der Stunden des Jahres
2020 2030 2040 2050
-16
-12
-8
-4
0
4
8
12
16
20
24
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
2020 2030 2040 2050
Han
de
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ap
azit
ät
DE
N ↔
DE
S [
GW
]
Re
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Dif
fere
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ay-A
he
ad
Ma
rktp
reis
[-]
SPLIT-DEN SPLIT-DES REF-DE
Entwicklung der Day-Ahead Marktpreise im
SPLIT-Szenario
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
36 08.07.2019
Durch die Preisdifferenzen zwischen den aufgeteilten Preiszonen DEN und DES werden die
Netzengpässe von DEN nach DES im Markt sichtbar
Investitionen in konventionelle Kraftwerke und Speicher sind daher in der Preiszone DES häufig
wirtschaftlicher als in DEN
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Preiszone DEN Preiszone DES
Ins
tall
iert
e K
ap
azit
ät
[GW
]
Kernkraft Braunkohle Steinkohle GuD Gasturbine
Öl Pumpspeicher Redox-flow Batterie Li-ion Batterie Spitzenresiduallast
Entwicklung der konventionellen Kraftwerks- und
Speicherkapazitäten im SPLIT-Szenario
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
37 08.07.2019
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Szenario SPLIT
Ins
tall
iert
e K
ap
azit
ät
[GW
]
Kernkraft Braunkohle Steinkohle GuD Gasturbine
Öl Pumpspeicher Redox-flow Batterie Li-ion Batterie Spitzenresiduallast
Eine Aufteilung der deutschen Preiszone beeinflusst die installierte Kapazität der Neubauten
nur in relativ geringem Ausmaß
Aber: Der Technologiemix ändert sich und es werden mehr Mittellastkraftwerke und Speicher,
dafür weniger Spitzenlastkraftwerke gebaut
Entwicklung der konventionellen Kraftwerks- und
Speicherkapazitäten im SPLIT-Szenario
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Differenz der Szenarien SPLIT und REF
Ins
tall
iert
e K
ap
azit
ät
[GW
]
38 08.07.2019
15,2
-4,1
19,3
10,2
-12,9
23,1 28,3
-18,2
46,4
-30,0
-20,0
-10,0
-
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
Re
dis
pa
tch
EE
-Ab
reg
elu
ng
En
gpa
ss b
rutto
Re
dis
pa
tch
EE
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ng
En
gpa
ss b
rutto
Re
dis
pa
tch
EE
-Ab
reg
elu
ng
En
gpa
ss b
rutto
2020 2025* 2035**
Engpass V
olu
men D
E [T
Wh]
DEN DES
SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035
SPLIT führt zu deutlich
geringeren Engpass-
Volumen in 2020 (-37%)
& 2025 (-29%) ggü.
REF
In 2035 hingegen erfolgt
Zunahme des Engpass-
Volumens um 25%
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
* ohne HGÜ-Netzausbau
** mit HGÜ-Netzausbau
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
39 08.07.2019
-7,4
-3,8
-11,2
-5,8
-3,8
-9,6
7,2
2,1
9,4
-15
-10
-5
-
5
10
15
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
2020 2025* 2035**S
PL
IT -
RE
F D
iff.
E
ng
pass V
olu
men
DE
[T
Wh
]
Delta SPLIT - REF
SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
SPLIT führt zu deutlich
geringeren Engpass-Volumen
in 2020 (-37%) & 2025 (-29%)
ggü. REF
In 2035 hingegen erfolgt
Zunahme des Engpass-
Volumens um +25%
Wesentliche Ursache ist
umfangreicher struktureller
Wandel im Netz und KW-Park
neue intrazonale
Engpässe in DES
Zonenzuschnitt wird
ineffizient
* ohne HGÜ-Netzausbau
** mit HGÜ-Netzausbau
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
40 08.07.2019
SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2035
Neue Engpässe ersichtlich
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Nord-Süd-Trassen (HGÜ-
Leitungen) werden im
SPLIT-Szenario vs. REF
deutlich entlastet
Es entstehen jedoch neue
intrazonale Engpässe
insbesondere in der
süddeutschen Zone (DES)
grün: im SPLIT-Fall weniger
belastet
orange: im SPLIT-Fall mehr
belastet
Veränderung der Leitungen
mit sehr hoher Auslastung
SPLIT vs. REF 2035
Anzahl h mit > 90%
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
41 08.07.2019
SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2035
Allokation der Kraftwerke in DES löst neue Engpässe aus
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Grund dafür ist vorwiegend
der Kraftwerkszubau, welcher
sich im Süden stark
konzentriert
Auf Grund der gewählten
Methode zur
Standortauswahl, wird an
einzelnen Knoten eine
deutlich größere “Zubau-
Kapazität” installiert, als zuvor
zurück gebaut wurde
Differenz Leitungsauslastung
und des Kraftwerkszubaus
SPLIT vs. REF 2035
grün / gelb - im SPLIT-Fall:
Leitung weniger belastet
Kraftwerkszubau größer
orange / rot - im SPLIT-Fall
Leitung mehr belastet
Kraftwerkszubau kleiner
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
42 08.07.2019
SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Daher kann Marktergebnis
insbesondere für DES
schlechter umgesetzt
werden höherer
negativer Redispatch als
im REF-Fall ist die Folge
Differenz Leitungsauslastung und des Kraftwerkszubaus
SPLIT vs. REF 2035
grün / gelb im SPLIT-Fall:
Leitung weniger belastet
Kraftwerkszubau größer
orange / rot im SPLIT-Fall
Leitung mehr belastet
Kraftwerkszubau kleiner
lila im SPLIT-Fall:
höherer negativer
Redispatch
100 GWh
400 MW
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
43 08.07.2019
SPLIT – Engpassmanagement 2035: SPLIT vs. REF
Gebotszonenaufteilung wird ineffizienter
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Das hohe Erzeugungs-
Niveau in der DES-Zone
führt dazu, dass die HGÜ-
Leitungen schlechter
ausgelastet werden können
Folge sind höhere
Abregelungsmengen von
Windkraft
Es wird jedoch ein deutlich
geringeres positives
Redispatchvolumen
benötigt, was insbesondere
Österreich und die Schweiz
entlastet
Differenz Leitungsauslastung
und des Kraftwerkszubaus
SPLIT vs. REF 2035
Im SPLIT Fall ggü. REF:
100GWh höherer negativer Redispatch
100GWh mehr Abregelung
100GWh weniger positiver Redispatch
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
44 08.07.2019
19,3 23,1
46,4
116,8
-100,0
-80,0
-60,0
-40,0
-20,0
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
2020 2025* 2035** 2050**E
ng
pa
ss V
olu
men
DE
[G
Wh
]
DEN DES
SPLIT – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2050
Auch im SPLIT Szenario
kommt es in 2050 zu
umfangreichen EE-
Abregelungen auf extrem
umfangreicher negative
Residuallasten
In 2050 fällt im SPLIT-
Szenario zudem ebenfalls
eine um ca. 8TWh höhere
Engpassarbeit an
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
* ohne HGÜ-Netzausbau
** mit HGÜ-Netzausbau
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
45 08.07.2019
-1,5
-1
-0,5
0
0,5
1
DEN DES Summe
2020
Dif
fere
nz d
er
Sze
na
rie
nS
PL
IT u
nd
RE
F [
Mrd
. E
UR
]
Konsumentenrente Produzentenrente Redispatch Wohlfahrt
Im Jahr 2020 führt der starke Rückgang der Konsumentenrenten trotz Anstieg der
Produzentenrenten und Rückgang der Redispatchkosten zu negativen Wohlfahrtseffekten
Im Jahr 2050 treten ebenfalls Wohlfahrtsverluste auf, die primär durch den starken Rückgang
der Produzentenrenten in der Gebotszone DEN getrieben sind
Verteilungseffekte im SPLIT-Szenario
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
DEN DES Summe
2050
Dif
fere
nz d
er
Sze
na
rie
nS
PL
IT u
nd
RE
F [
Mrd
. E
UR
]
46 08.07.2019
Zwischenfazit zum Szenario SPLIT
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT• Zonenaufteilung
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Verteilungseffekte
• Zwischenfazit
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Mittelfristig Langfristig Konsequenz
Market Splitting führt zu
einer hohen Reduktion
von notwendiger Eng-
passarbeit
Somit Beitrag zur
Systemstabilität und
Versorgungssicherheit,
insbesondere bei weiteren
Verzögerungen im
Netzausbau (HGÜ-
Leitungen)
Fundamentale Veränder-
ungen, sowohl in der Netz-
struktur, als auch beim
Kraftwerkspark führen zu
neuen intrazonalen
Engpässen in der
süddeutschen Zone
Market Splitting wird
hierdurch ineffizienter als
der Referenzfall
Erneute Anpassung des
Zonenzuschnitts
erforderlich
Aber: Regionaler
Investitionsanreiz würde
durch unsichere Rahmen-
bedingungen reduziert
Alternativ verstärkter
Netzausbau innerhalb
Süddeutschlands
47 08.07.2019
Agenda
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Begrüßung und Projektvorstellung
2 Überblick der angewandten Methodik
3
4
5
6
7 Fazit und Diskussionsrunde
Entwicklungen im Referenzszenario (REF)
Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)
Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)
48 08.07.2019
Entwicklung der europäischen Marktdesigns
Hintergrund:
Traditionelles Marktdesign in Europa ist der
Energy-only Markt (EOM)
In den letzten Jahren vermehrt Einführung von
Kapazitätsmechanismen (CRM) zu beobachten
Wesentlicher Treiber: Zweifel an der Fähigkeit
des EOM, ausreichende Investitionsanreize in
gesicherte Erzeugungs- und Speicherkapazität
zu setzen
Kapazitätsmechanismen entlohnen neben der
verkauften Strommenge auch die Bereitstellung
gesicherter Kapazität
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
No CRM
Strategic reserve
Central buyer
De-central obligation
Tender for new capacity
Targeted capacity payments
49 08.07.2019
Funktionsweise des zentralen Kapazitäts-
mechanismus in PowerACE
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Ablauf:
Regulator definiert Reservemarge (Verhältnis von
gesicherter Leistung zu Spitzenresiduallast)
Reservemarge bestimmt die gesicherte Leistung,
die jährlich über eine holländische Auktion
(descending clock) kontrahiert wird
Versorgungsunternehmen erstellen Gebote
bestehend aus gesicherter Erzeugungs-/
Speicherkapazität und Kapazitätspreis
Bestehende Kapazitäten zum Preis von
0 EUR/MW
Neue Kapazitäten mit Differenzkosten
(Betrag der zur Profitabilität fehlt)
Markträumung nach Einheitspreisverfahren
Durch Kombination mit Call-Optionen behält der
Regulator die „Peak Energy Rent“ ein
P0
P1
P2
P3
P4
P5P*
P6
P7
Runde 1
Runde 2
Runde 3
Runde 4
Runde 5
Startpreis
Volumen [MW]
Ka
pa
zitä
tspre
is [E
UR
/MW
]
Angebots-
überschuss
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
50 08.07.2019
Die Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland führt zu substantiell höheren
Investitionen in neue konventionelle Kraftwerks- und Speicherkapazitäten
Der Technologiemix ändert sich deutlich und es werden mehr Spitzenlastkraftwerke und
Speicher, dafür weniger Mittellastkraftwerke gebaut
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Szenario CRM
Ins
tall
iert
e K
ap
azit
ät
[GW
]
Kernkraft Braunkohle Steinkohle GuD Gasturbine
Öl Pumpspeicher Redox-flow Batterie Li-ion Batterie Spitzenresiduallast
Entwicklung der konventionellen Kraftwerks- und
Speicherkapazitäten im CRM-Szenario
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
-15
-10
-5
0
5
10
15
20
25
30
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Differenz der Szenarien CRM und REF
Ins
tall
iert
e K
ap
azit
ät
[GW
]
51 08.07.2019
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
2020 2030 2040 2050
Rela
tive
Dif
fere
nz v
on
ø D
ay-A
he
ad
Ma
rktp
reis
[-]
CRM_capped-DE CRM-DE REF-DE
0
40
80
120
160
200
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Day-A
he
ad
Ma
rktp
reis
[E
UR
/MW
h]
Anteil der Stunden des Jahres
CRM_capped-DE_2030 CRM-DE_2030
REF-DE_2030
Der stark veränderte Technologiemix in Deutschland und verzögerte Neuinvestitionen in den
Nachbarländern führen zu höheren Day-Ahead Durchschnittspreisen im Szenario CRM
Aber: Der Regulator würde in diesem Fall die „Peak Energy Rent“ einbehalten und die ent-
sprechend angepassten Day-Ahead Durchschnittspreise liegen unterhalb des Szenarios REF
Entwicklung der Day-Ahead Marktpreise im
CRM-Szenario
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Zurückgehaltene
Investitionen in den
Nachbarländern
Nachgeholte
Investitionen in den
Nachbarländern
52 08.07.2019
26,1
-8,0
34,0
15,7
-15,8
31,4
14,9
-16,3
31,2
-20,0
-10,0
-
10,0
20,0
30,0
40,0
Re
dis
pa
tch
EE
-Ab
reg
elu
ng
En
gpa
ss b
rutto
Re
dis
pa
tch
EE
-Ab
reg
elu
ng
En
gpa
ss b
rutto
Re
dis
pa
tch
EE
-Ab
reg
elu
ng
En
gpa
ss b
rutto
2020 2025* 2035**
En
gp
ass V
olu
me
n D
E [T
Wh
]
DES- DEN
CRM – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035
Engpass Volumen
bleibt relativ stabil bis
2035, sinkt sogar leicht
Geringstes Engpass
Volumen in 2035 im
Vgl. zu REF und SPLIT
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
* ohne HGÜ-Netzausbau
** mit HGÜ-Netzausbau
53 08.07.2019
-0,3 -0,9 -1,3
-6,1
0,3
-5,9
-8,0
-7,0
-6,0
-5,0
-4,0
-3,0
-2,0
-1,0
-
1,0
2,0
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
En
gpa
ss b
rutto
2025* 2035**
Engpass V
olu
men D
E [T
Wh]
Delta CRM - REF
CRM – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2035
CRM-Fall weist geringere
Engpass Volumen auf
Reduktion in 2025 (-3,9%)
und 2035 (-15,8%)
Geringstes Engpass
Volumen in 2035 im Vgl.
zu REF und SPLIT
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
* ohne HGÜ-Netzausbau
** mit HGÜ-Netzausbau
54 08.07.2019
CRM – Differenz Leitungsauslastung, Kraftwerkszubau &
Redispatch-Einsatz vs. REF
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
grün
Leitung weniger belastet
Kraftwerkszubau größer
orange / rot
Leitung mehr belastet
Kraftwerkszubau kleiner
400 MW
400 MW
CRM vs. REF 2035 Im CRM Fall ggü. REF:
100 GWh höherer positiver Redispatch
100 GWh niedrigerer pos. Redispatch
55 08.07.2019
34,0 31,4 31,2
112,4
-100,0
-80,0
-60,0
-40,0
-20,0
-
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
Redis
patc
h
EE
-Abre
gelu
ng
Engpass b
rutto
2020 2025* 2035** 2050**
Engpass V
olu
men D
E [T
Wh]
DEN DES
CRM – Entwicklung Engpassmanagement 2020 - 2050
Auch im CRM Szenario
kommt es in 2050 zu
umfangreichen EE-
Abregelungen auf
Grund extrem hoher
und umfangreichreicher
negativer
Residuallasten
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
* ohne HGÜ-Netzausbau
** mit HGÜ-Netzausbau
56 08.07.2019
Zwischenfazit zum Szenario CRM
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM• Motivation
• Strommarkt
• Übertragungsnetz
• Zwischenfazit
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Chancen Risiken Konsequenz
Kapazitätsmechanismen
können erfolgreich den
Zubau neuer Kraftwerks-
und Großspeicherkapazität
anreizen
Kombiniert mit einer
lokalen Komponente für
die Standortwahl kann ein
Kapazitätsmechanismus
die Netzsituation ent-
spannen
Die Kosten für die Be-
schaffung neuer Kapa-
zitäten sind schwierig
planbar
Kapazitätsmechanismen
können im gekoppelten
europäischen Strommarkt
zu erheblichen grenzüber-
schreitenden Effekten
führen
Die Einbeziehung von
Interkonnektoren in
Kapazitätsmechanismen ist
essentiell
Die Parametrisierung
eines Kapazitäts-
mechanismus muss vor
dessen Einführung
sorgfältig geplant werden
57 08.07.2019
Agenda
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Begrüßung und Projektvorstellung
2 Überblick der angewandten Methodik
3
4
5
6
7 Fazit und Diskussionsrunde
Entwicklungen im Referenzszenario (REF)
Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)
Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)
58 08.07.2019
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung: Hintergrund
Motivation
Substitution steuerbarer Erzeugungskapazitäten?
Reduktion von CO2-Emissionen durch höhere Ausnutzung von EE?
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
In Bewegung
Öffentliche Parkfläche
am Arbeitsplatz
Zuhause
Methodik Lastmanagement: Simulation mit
eingebetteter Optimierung:
Kostenminimierung geeigneter Prozesse aus
Prozessperspektive
Residuallast als “Anreizsignal”
Beispiel: Elektrofahrzeuge als mobile Speicher:
Dynamische Berücksichtigung der Verfügbarkeit
der Fahrzeuge bei der Festlegung von
Lastgrenzen für Lastverschiebung
Aufenthaltsort privater E-Fahrzeuge
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM• Motivation
• Lastglättung
• Strommarkt
• Zwischenfazit
7 Fazit
Agenda:
59 08.07.2019
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung: Auswirkungen auf
die Last
Durchschnittliche Verschiebung ausgewählter Lasten und
Auswirkungen auf die Residuallast - 2040
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
Diffusion von Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen stellt großen Hebel für Lastmanagement dar
Insbesondere große Teile des Abendpeaks können durch Lastmanagement in die
Mittagsstunden verschoben werden
Verschiebung saisonal unterschiedlich
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM• Motivation
• Lastglättung
• Strommarkt
• Zwischenfazit
7 Fazit
Agenda:
60 08.07.2019
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung: Auswirkungen auf
die Last
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM• Motivation
• Lastglättung
• Strommarkt
• Zwischenfazit
7 Fazit
Agenda:
Zentrale Anreizsignale für DSM führen insgesamt zu einer Glättung der Residuallast und
erhöhten Kapazitätsfaktoren
Die lokale Verfügbarkeit von Erneuerbaren Energien, d.h. die regionale „Residuallast“ wird
dabei nicht berücksichtigt
*Berechnung auf Basis von Open Power System
Data (2019): Data Package Renewable power
plants. Version 2019-04-05.
Mittlere Gesamtlast vor und nach Lastmanagement (2040)
0
100
200
300
400
Alb-Donau-Kreis Gifhorn
Le
istu
ng
in
MW
Installierte EE-Leistung (2017)*
PV Wind onshore
61 08.07.2019
Langfristig kann die Nutzung von Nachfrageflexibilität den Bedarf an konventionellen Spitzen-
lastkraftwerken und Großspeichern in Deutschland substantiell reduzieren
Aber: Phasenweise übersteigt der Rückgang der installierten Erzeugungskapazität den
Rückgang der Spitzenresiduallast
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Szenario DSM
Ins
tall
iert
e K
ap
azit
ät
[GW
]
Kernkraft Braunkohle Steinkohle GuD Gasturbine
Öl Pumpspeicher Redox-flow Batterie Li-ion Batterie Spitzenresiduallast
Entwicklung der konventionellen Kraftwerks- und
Speicherkapazitäten im DSM-Szenario
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM• Motivation
• Lastglättung
• Strommarkt
• Zwischenfazit
7 Fazit
Agenda:
-20
-15
-10
-5
0
5
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Differenz der Szenarien DSM und REF
Ins
tall
iert
e K
ap
azit
ät
[GW
]
62 08.07.2019
40
50
60
70
80
90
80% 85% 90% 95% 100%-80
-60
-40
-20
0
0% 2% 4% 6%
-100
-75
-50
-25
0
25
50
75
100
0% 20% 40% 60% 80% 100%
Re
sid
ua
lla
st
ink
l. Im
-/E
xp
ort
un
d S
pe
ich
ere
ins
atz
[G
W]
Anteil der Stunden des Jahres
REF-DE_2040 DSM-DE_2040
Langfristig kann die Nutzung von Nachfrageflexibilität sowohl die Spitzenresiduallast als auch
negative Residuallasten substantiell reduzieren und somit zu einer besseren Systemintegration
Erneuerbarer Energien beitragen
Entwicklung der Residuallastverläufe im DSM-Szenario
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM• Motivation
• Lastglättung
• Strommarkt
• Zwischenfazit
7 Fazit
Agenda:
63 08.07.2019
Zwischenfazit zum Szenario DSM
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM• Motivation
• Lastglättung
• Strommarkt
• Zwischenfazit
7 Fazit
Agenda:
Beitrag von Nachfrageflexibilität Risiken
Langfristig kann die Nutzung von
Nachfrageflexibilität den Bedarf an
konventionellen Spitzenlastkraftwerken
und Großspeichern in Deutschland
substantiell reduzieren
Neben reduzierten Spitzenlasten kann
Lastmanagement auch negative Residual-
lasten abmildern und sowie zur Integration
von Erneuerbaren Energien beitragen
Insbesondere die Diffusion von Elektro-
fahrzeugen stellt, sofern diese steuerbar
sind, einen großen Hebel für Lastverschie-
bung dar
Gegenwärtig bestehen nur geringe
monetäre Anreize für Lastflexiblisierung
Anreizsignale, die zu einer zentralen
Lastglättung führen, können regionale
Lastspitzen nach sich ziehen
64 08.07.2019
Agenda
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Begrüßung und Projektvorstellung
2 Überblick der angewandten Methodik
3
4
5
6
7 Fazit und Diskussionsrunde
Entwicklungen im Referenzszenario (REF)
Aufteilung der deutschen Preiszone (SPLIT)
Einführung eines Kapazitätsmechanismus in Deutschland (CRM)
Einfluss von Nachfrageflexibilisierung (DSM)
65 08.07.2019
Fazit und Diskussionsrunde
AVerS Abschlussworkshop, Stuttgart
1 Projekt AVerS
2 Methodik
3 Szenario REF
4 Szenario SPLIT
5 Szenario CRM
6 Szenario DSM
7 Fazit
Agenda:
Ausgangssituation Herausforderungen Lösungsansätze
Ambitioniertes CO2 Vermei-
dungsszenario bedingt ein-
schneidende Maßnahmen in
allen Sektoren
Strombasierte Prozesse und
innovative Produktionsver-
fahren können zu einer star-
ken Erhöhung der Strom-
nachfrage im Industriesektor
führen
Zur Erreichung der Klimaziele
ist unter diesen Voraussetzun-
gen ein sehr großer Ausbau
der Erneuerbaren Energien
erforderlich
Unter Annahme eines
deutschen Kernkraft- und
Kohleausstiegs sowie
Verzögerungen beim Netz-
ausbau besteht in den
nächsten Jahren erheblicher
Bedarf an neuer Kraftwerks-
kapazität
Kurzfristig ist Netzausbau
essentiell, langfristig werden
jedoch weitere Flexibilitäten
wie Großspeicher und Last-
management benötigt, die
durch das aktuelle Marktdesign
nur eingeschränkt angereizt
werden
Lastmanagement kann einen
deutlichen Beitrag zur Sys-
temintegration von Erneuer-
baren Energien leisten
Ein Kapazitätsmechanismus
mit lokalen Komponenten
kann neue Kapazitäten anrei-
zen und zielgerichtet platzieren
Regionale Preissignale
können eine sinnvolle
Ergänzung zu weiterem
Netzausbau sein
Die Aufteilung der deutschen
Preiszone senkt mittelfristig
die Engpassvolumen, aber
bringt neue langfristige
Risiken