Zur Kopplung eines Energiesystemmodells mit einem Modell zur Lastflussanalyse


Diplomarbeit, 2008

129 Seiten, Note: 1,0


Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung
1.1. Problemstellung
1.2. Zielstellung
1.3. Aufbau der Arbeit

2. Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen
2.1. Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit
2.2. Entwicklung der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur in Deutschland
2.2.1. Erneuerbare Energien
2.2.2. Der konventionelle Kraftwerkspark
2.2.3. Die Laststruktur
2.3. Konsequenzen

3. Das Spot Pricing

4. Die Modellierung von Energieübertragungsnetzen
4.1. Aufbau und Eigenschaften von Energieübertragungsnetzen
4.2. Elektrotechnische Grundlagen der Leistungsflussberechnung
4.2.1. Ursache und Darstellung von Wechselspannungen
4.2.2. Wirk- und Blindleistungen im Wechselstromsystem
4.2.3. Der Blindleistungsbedarf von Netzbetriebsmitteln
4.2.4. Blindleistungsbereitstellung (Kompensationsmittel)
4.3. Planung und Abbildung von Energieübertragungsnetzen mit Modellen
4.3.1. Alternating Current-Modelle (AC-Modelle)
4.3.2. Direct Current-Modelle (DC-Modelle)
4.3.3. Erweiterte Direct Current-Modelle
4.3.4. Vergleich und Anwendung von DC- und AC-Modellen

5. Energiesystemmodelle und Netzabbildungen
5.1. Optimierende Energiesystemmodelle
5.2. Modellierung von Leistungsflüssen in Energiesystemmodellen
5.3. Technische und ökonomische Implikationen der Modellierung

6. Kapazitätsbestimmung mit NTC und PTDF
6.1. Die Bestimmung von Net Transfer Capacities
6.2. Die Bestimmung von Power Transfer Distribution Factors
6.3. Vergleich von NTC und PTDF

7. Modellkonzepte für verbesserte Netzabbildungen in PERSEUS
7.1. Vorgehensweise
7.2. Die geografisch detaillierte Abbildung der Netzstrukturen
7.3. Der PTDF-Ansatz
7.4. Integration von DC-Lastfluss-Restriktionen
7.5. Kopplung eines Energiesystemmodells mit einem Lastflussmodell
7.6. Vergleich der Ansätze
7.7. Aktuelle Ansätze anderer Forschungseinrichtungen

8. Zusammenfassung

Danksagung

Quellenverzeichnis

Verzeichnis der Anhänge

Aufgabenstellung:

Im Rahmen der Diplomarbeit soll analysiert werden, wie optimierende Modelle zur Energiesystemplanung mit Modellen zur Lastflussberechnung gekoppelt werden können. Hierzu ist aufzubereiten, wie Elektrizitätsnetze bislang in optimierenden Energiesystemmodellen typischerweise nachgebildet werden. Darauf aufbauend sollen verschiedene Möglichkeiten zur Berücksichtigung detaillierter Informationen zu Elektrizitätsnetzen in Optimiermodellen erarbeitet werden. Eine erste Möglichkeit hierfür liegt in der geographisch detaillierteren Abbildung der existierenden Netzstrukturen; darauf aufbauend könnte die Integration weiterer Nebenbedingungen in das Optimiermodell zur Berücksichtigung von DC-Modellen oder aber die Kopplung eines Optimiermodells mit einem Modell zur Lastflussberechnung realisiert werden. Der Kandidat soll die verschiedenen Konzepte einander vergleichend gegenüber stellen und abschließend ein Konzept erarbeiten, wie eine solche Modellkopplung ausgestaltet sein könnte.

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2.1: Erzeugungskapazitäten in Deutschland nach Unternehmen

Abbildung 2.2: Entwicklung der installierten WEA-Leistung

Abbildung 2.3: Räumliche Verteilung der WEA-Onshore-Leistung [MW]

Abbildung 2.4: Installierte Kraftwerksleistung nach Primärenergieträgern

Abbildung 2.5: Geografische Darstellung des konventionellen Kraftwerksparks

Abbildung 2.6: Potentielle Zubaukraftwerke bis zum Jahr 2020 + stillgelegte AKW

Abbildung 2.7: Zusammenhang Bevölkerung, Elektrizitätsverbrauch, Kraftwerksleistung

Abbildung 2.8: Bevölkerungsdichte in Deutschland als Indikator für Lastzentren

Abbildung 2.9: Leistungsflüsse und Grenzkosten des europäischen Elektrizitätsmarkts

Abbildung 2.10: Entwicklung der jährlichen Ausgaben für die Netzinfrastruktur der ÜNB

Abbildung 3.1: Übersicht über Engpassmanagementsysteme

Abbildung 3.2: LMP ohne Engpass

Abbildung 3.3: LMP mit Engpass

Abbildung 4.1: Aufbau des Energieversorgungsnetzes in Deutschland

Abbildung 4.2: Spannungen im Dreiphasensystem

Abbildung 4.3: Mögliche Zeitverläufe von Strom und Spannung

Abbildung 4.4: π-Ersatzschaltbild einer Leitung

Abbildung 4.5: T-Ersatzschaltbild eines einphasigen Zweiwicklungstransformators

Abbildung 4.6: Leistungsfluss über eine Leitung

Abbildung 4.7: 3-Knotennetz

Abbildung 4.8: Berechnete Leistungsflüsse (DC-Modell)

Abbildung 4.9: Spannungsprofil im WECC-System

Abbildung 5.1: Ablauf einer modellbasierten Szenarioanalyse

Abbildung 5.2: Kraftwerkszubauergebnisse eines Projekts für die Region Deutschland

Abbildung 5.3: Stromaustausch Jahressalden 2015

Abbildung 6.1: Bestimmung von NTC

Abbildung 6.2: Physikalischer Fluss in einem 2-Knotennetz

Abbildung 6.3: Wirtschaftliche Transaktion vs. physikalischer Fluss

Abbildung 6.4: Übertragungskapazitätsbestimmung mit NTC und PTDF

Abbildung 7.1: Vereinfachte georeferenzierte Netzstrukturen am Beispiel Brandenburgs

Abbildung 7.2: Zonenmodell des europäischen Elektrizitätssystems

Abbildung 7.3: Flussbasierte Allokation mit PTDF zwischen Deutschland und Frankreich

Abbildung 7.4: Die lastabhängige Bestimmung von Grenzkapazitäten

Abbildung 7.5: Kopplung von PERSEUS mit einem reduzierten Netzmodell

Abbildung 7.6: SWOT-Analyse

Tabellenverzeichnis

Tabelle 2.1: Mittlere CO2-Emissionen von verschiedenen Energieträgern

Tabelle 2.2: Installierte WEA-Leistung nach Bundesländern

Tabelle 2.3: Legende der konventionellen Erzeugungsanlagen Deutschland

Tabelle 2.4: Regional gegensätzliche Entwicklung von Last und Erzeugung

Tabelle 4.1: Übliche Spannungsebenen in Deutschland

Tabelle 4.2: Darstellung elektrotechnischer Größen

Tabelle 4.3: Leistungsgrößen und deren Zusammenhänge

Tabelle 4.4: Symbole und Eigenschaften von Grundschaltelementen der Elektrotechnik

Tabelle 4.5: Spezifische Leitungsgrößen von Drehstromfreileitungen

Tabelle 4.6: Einteilung der Knotenpunkte und gegebene / gesuchte Größen

Tabelle 4.7: Netzparameter

Tabelle 4.8: Lastvarianten

Tabelle 4.9: Ergebnisvergleich 1 zwischen einem AC-/DC Modell

Tabelle 4.10: Ergebnisvergleich 2 zwischen einem AC-/DC-Modell

Tabelle 4.11: Wirkleistungsverluste und Blindleistungsbedarfe

Tabelle 4.12: Relativer Fehler des Lastflusses in einem Netzknoten

Tabelle 4.13: Zusammenfassender Vergleich verschiedener Modelle zur Lastflussbestimmung

Tabelle 6.1: PTDF-Matrix

Tabelle 6.2: Die vollständige PTDF-Matrix eines 3-Knotennetzes

Tabelle 7.1: Inzidenzmatrix von Abbildung 6.3

Tabelle 7.2: Kriterien für die SWOT-Analyse

Tabelle 7.3: Berücksichtigung von Lastflüssen in (deutschen) Energiesystemmodellen

Abkürzungsverzeichnis

Hier aufgeführte Abkürzungen, Formelzeichen und Größen gelten global in dieser Arbeit. In einigen Abschnitten werden weitere hier nicht aufgeführte Abkürzungen verwendet, die lokal bezeichnet sind.

Die Theorie ist nicht die Wurzel

sondern die Blüte der Praxis.

(Ernst von Feuchtersleben)

1. Einleitung

1.1. Problemstellung

Die heutige Wirtschaftswelt ist durch komplexe Interdependenzen einer Vielzahl von (Einfluss-) Variablen gekennzeichnet. Sowohl Akteure des privatwirtschaftlichen Sektors als auch die politischen Verantwortungsträger müssen unter diesen Rahmenbedingungen Entscheidungen, die den jeweiligen Zielsystemen genügen, treffen.

Eine Reduzierung der damit verbundenen Unsicherheit wird mit der Nutzung von Modellen erreicht. Modelle sind vereinfachte Abbildungen der Realität, deren Ergebnisse die Entscheidungsgrundlage von Akteuren bilden (vgl. detailliert in Stuible, 2002, 7f.). Zu den Anforderungen an Modelle gehört die adäquate Vereinfachung der Realität unter Berücksichtigung einer akzeptablen Modellgröße und des Implementierungsaufwands.

Insbesondere Entscheidungen in der Energiewirtschaft sind durch eine wechselseitige Abhängigkeit von technischen und wirtschaftlichen Einflussfaktoren gekennzeichnet. Die dabei zum Beispiel eingesetzten Energiesystemmodelle sollen technische und ökonomische Größen verknüpfen.

Durch eine vereinfachte Darstellung der Energieübertragungsnetze in Energiesystemmodellen können suboptimale bzw. technisch nicht realisierbare Ergebnisse ermittelt werden. Diese ungenauen Netzabbildungen führen beispielsweise zu Kraftwerksallokationen, die in der Realität aufgrund von Netzengpässen1, aus Netzstabilitätsaspekten2 und weiteren Faktoren nicht durchführbar sind. Insbesondere die veränderten energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen erfordern die Anpassung der Modelle.

1.2. Zielstellung

Im Rahmen dieser Arbeit ist herauszustellen, welche neuen Anforderungen an Energiesystemmodelle gestellt werden müssen. Hierzu ist aufzubereiten, wie Energiesystemmodelle Netzstrukturen abbilden und welche Implikationen mit dieser Systematik verbunden sind. Des Weiteren sollen mögliche Ansätze einer konzeptionell verbesserten Abbildung der Energieübertragungsnetze aufgezeigt werden. Durch die Berücksichtigung von Leistungsflüssen werden Engpässe erkannt und die Allokation der Energieerzeugung verbessert. Auch die Berücksichtigung von Blindleistung, die u. a. für den Transport von elektrischer Energie notwendig ist, führt zu veränderten Modellergebnissen. Die verschiedenen Möglichkeiten der Berücksichtigung von Leistungsflüssen werden zunächst theoretisch hergeleitet und im Weiteren werden Ansätze für eine Integration/Kopplung mit einem Lastflussmodell aufgezeigt und anhand geeigneter Faktoren miteinander verglichen.

Die Bearbeitung der Fragestellung erfordert eine interdisziplinäre Herangehensweise mit Kenntnissen der Elektrotechnik, der Informatik und der Energiewirtschaft. Das Ergebnis der Arbeit sind bewertete Handlungsalternativen zur Integration oder Kopplung der erforderlichen Netzstrukturen in Energiesystemmodellen.

1.3. Aufbau der Arbeit

Im Anschluss an die Einleitung werden im Gliederungspunkt 2 Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen skizziert. Weitreichende Veränderungen von exogen vorgegebenen Einflussfaktoren haben Auswirkungen auf die Kraftwerksstruktur und die Energieübertragungsnetze.

Das 3. Kapitel Das Spot Pricing behandelt einen effizienten Ansatz für die Berücksichtigung von knappen Übertragungskapazitäten aus theoretischer und praktischer Sichtweise.

In Abschnitt 4 wird erläutert, wie Elektroenergieübertragungsnetze aufgebaut sind und welche technischen Parameter bei der Energieübertragung zu beachten sind. Die eingesetzten Modelle zur Berechnung von Leistungsflüssen in Energieübertragungsnetzen werden genannt und analysiert.

Das 5. Kapitel Energiesystemmodelle und Netzabbildungen beschreibt die bisherige Abbildung von Energienetzen in ausgewählten Energiesystemmodellen. Der Fokus liegt hierbei auf dem Energiesystemmodell PERSEUS, welches am Lehrstuhl Energiewirtschaft in Cottbus verwendet wird.

Im 6. Kapitel werden NTC und PTDF erläutert und die Unterschiede zwischen diesen Ansätzen für den grenzüberschreitenden Energieaustausch herausgestellt.

Den Hauptteil dieser Arbeit bildet der Abschnitt 7 Modellkonzepte für verbesserte Netzabbildungen in PERSEUS. Der Autor stellt konzeptionell dar, wie eine verbesserte Abbildung von Netzen ausgestaltet werden kann. Hierbei bieten sich verschiedene Verfahren an, die genannt, erläutert und verglichen werden.

In Kapitel 8 wird die Arbeit abschließend zusammengefasst.

2. Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen

2.1. Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit

Die Energiewirtschaft des 21. Jahrhunderts ist durch die Zielgrößen Wirtschaftlichkeit, Versorgungssicherheit und Umweltverträglichkeit3 gekennzeichnet. In diesem Abschnitt werden wesentliche Aspekte dieser Zielgrößen dargestellt.

Wirtschaftlichkeit

Eine volkswirtschaftlich gesehen optimale Versorgung der Verbraucher mit Energie ist durch das Schaffen von Wettbewerbsmärkten möglich. Aus diesem Grund wurde am 19.12.1996 in der europäischen Binnenmarktrichtlinie Strom 96/92/EG festgelegt, dass der Strommarkt in den Mitgliedsstaaten geöffnet werden muss (vgl. EU, 1996)4. „Deutschland setzte diese Richtlinie durch das Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) um.“ (Gerke et al. 2000, 9).

Bis zur Umsetzung des EnWG wurde der Elektrizitätsmarkt in einem geografisch begrenzten Gebiet durch ein Unternehmen versorgt (=Gebietsmonopol). Dieses Unternehmen war zuständig für die Erzeugung, Übertragung und Verteilung der elektrischen Energie an die Endverbraucher5. Die Entflechtung dieser Strukturen, das so genannte Unbundling6 sah u. a. eine Trennung von Netz und Erzeugung vor.

Die politische Zielrichtung auf der Erzeugerebene ist die Schaffung von Voraussetzungen zur Marktteilnahme einer Vielzahl von Unternehmen. Trotz der Liberalisierung stellten im Jahr 20057 fünf Unternehmen etwa 70% der Kraftwerkskapazitäten. Der Erzeugermarkt in Deutschland weist oligopolartige Strukturen auf (vgl. Abbildung 2.1).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.1: Erzeugungskapazitäten in Deutschland nach Unternehmen

(Quelle: eigene Darstellung nach Schwarz/Lang, 2005, 864-867)

Mit der am 30. Juni 2007 in Kraft getretenen Kraftwerks-Netzanschlussverordnung8 soll eine Veränderung der bisherigen Strukturen erreicht werden. Sie sieht den bevorzugten Netzanschluss neuer Marktteilnehmer vor und soll zu einer langfristig heterogenen Marktstruktur bei der Erzeugung führen (vgl. KraftNAV, 2007 und bne, 2007). Durch den entstehenden Wettbewerbsmarkt soll letztlich die Energieerzeugung c. p. zu niedrigeren Kosten ermöglicht werden9.

Auf der Übertragungs- und Verteilnetzebene stellt sich eine andere Situation dar. Bei leitungsgebundenen Branchen wie bei der Stromübertragung und -verteilung würden Mehrfachinvestitionen in konkurrierende Netzstrukturen eine Ressourcenverschwendung bedeuten. Die Etablierung eines Wettbewerbs ist bei den Netzen ökonomisch nicht sinnvoll10, da ein Unternehmen die Dienstleistung Transport von elektrischer Energie kostengünstiger bereitstellen kann, als dies mehrere könnten11.

Ohne Regulierung haben die Unternehmen Anreize, die Dienstleistung/das Gut zu verknappen bzw. nur zu hohen Preisen anzubieten. Damit werden volkswirtschaftlich unerwünschte Monopolgewinne generiert. Diesem unerwünschten Effekt wird bisher in Deutschland mit einer Cost-Plus-Regelung begegnet. Die Bundesnetzagentur genehmigt den Netzbetreibern nur Entgelte (Netznutzungsentgelte), die den Kosten der Unternehmen und eines Gewinnaufschlags entsprechen (vgl. EnWG §23a Abs. I)12. Mit der bisherigen Regulierung sind tendenziell Effekte wie Gold Plating13 bzw. der Averch-Johnson-Effekt14 verbunden. Die Unternehmen haben keinen Anreiz, ihre Kosten zu reduzieren, da sich der Gewinn aus einem prozentualen Aufschlag auf die Kosten bestimmt. Ab dem 01.01.2009 wird das bestehende System durch die Anreizregulierung abgelöst, die eine Trennung von Kosten und Erlösen vorsieht. Ziel ist es, durch Festlegung einer Erlösobergrenze für einen Zeitraum die Unternehmen zu Effizienzsteigerungen15 zu animieren. Um weiterhin die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, kann die Bundesnetzagentur bei Nichteinhaltung von Qualitätsstandards16 Erlösanpassungen durchführen. Die Erlösobergrenzen werden durch Benchmarking der Unternehmen unter Berücksichtigung von besonderen, nicht von den Unternehmen beeinflussbaren Kostenbestandteilen bestimmt (vgl. detailliert in BNetzA, 2006 und ARegV, 2007).

Durch die Liberalisierung haben sich neben Erzeugern und Netzbetreibern auch Stromhandelsunternehmen gebildet, die ausschließlich auf dem Endkundenmarkt aktiv sind. Diese Unternehmen realisieren Gewinne durch den effizienten Zu- und Verkauf von Elektrizität auf dem Endkundenmarkt, ohne eigene Erzeugerkapazitäten oder Netzstrukturen vorzuweisen.

Umweltverträglichkeit

Der 4. IPCC-Klimabericht der Uno 2007 zeigt eindrucksvoll, dass der anthropogen verursachten Ausstoß von CO217 dramatische Folgen für das Klima der Erde haben wird (IPCC, 2007, 20-23). Die europäische Union hat sich bereits 1997 im Kyoto-Protokoll dazu entschlossen, die CO2-Emissionen zu senken (UN 1997). Deutschland als Einzelstaat verpflichtet sich für die Periode von 2008 bis 2012 zu einer Reduzierung der Emissionen um 21% im Vergleich zum Bezugsjahr 199018.

Die Energiewirtschaft, als maßgeblicher Emittent, wird durch die Einführung eines CO2-Zertifikatehandelssystems dazu angeregt, in emissionsarme Kraftwerke zu investieren (vgl. gesetzliche Grundlage TEHG, 2004 und 2007). Am Markt bildet sich aufgrund des begrenzten Angebots von CO2-Verschmutzungsrechten ein Preis, der von den Unternehmen bei Kraftwerkseinsatzentscheidungen und insbesondere bei Investitionsentscheidungen als Kostenfaktor berücksichtigt wird.

Die verschiedenen Kraftwerkstypen weisen unterschiedliche Wirkungsgrade auf, die zu unterschiedlich hohen CO2-Emissionen je erzeugte kWh Elektrizität führen. Neben der Erzeugungstechnologie sind die eingesetzten Primärenergieträger entscheidend, da sie aufgrund unterschiedlicher Heizwerte verschiedene spezifische CO2-Emissionen aufweisen (vgl. Tabelle 2.1, Werte nach IEA, zit. nach Todem, 2004, 17).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2.1: Mittlere CO2-Emissionen von verschiedenen Energieträgern19

In Abhängigkeit des Preises für CO2-Emissionsrechte verändern sich die Entscheidungen für oder gegen einen Kraftwerkstyp20. Die daraus resultierende Unsicherheit ist ein Investitionshemmnis für Kraftwerksneubauten (vgl. IEA, 2003, 11 und 60f.).

Versorgungssicherheit

Der Wettbewerb auf der Erzeugungsebene, die Anreizregulierung auf der Netzebene und umweltpolitische Zielstellungen sollen zudem um das Kriterium Versorgungssicherheit erweitert werden. Aktuelle Entwicklungen auf der Erzeugerseite und Erfordernisse auf der Netzebene werden im Folgenden analysiert und bewertet. Darauf aufbauend kann in Zusammenhang mit den Ausführungen des Abschnittes 2.1 evaluiert werden, ob alle 3 Zielkriterien miteinander in Einklang gebracht werden können.

2.2. Entwicklung der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur in Deutschland

2.2.1. Erneuerbare Energien

Die Energieversorgungssysteme in Deutschland sind seit Jahren durch eine tief greifende Veränderung geprägt. Mit der gezielten Förderung von erneuerbaren Energien vor allem mit gesicherten hohen Vergütungssätzen durch das Erneuerbare Energien Gesetz (vgl. EEG2004 und entsprechende Vorgängergesetze StrEG1991 und EEG2000) hat sich die installierte Leistung von Windenergieanlagen (WEA) auf über 21 GW erhöht (vgl. Abbildung 2.2). Die Windenergie ist ohne Berücksichtigung der Wasserkraft die dominierende erneuerbare Energie in Deutschland (vgl. BMU, 2007a, 12 und Anhang A 2)21.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.2: Entwicklung der installierten WEA-Leistung

(Quelle: DEWI, 2007)

Die installierten WEA-Leistungen konzentrieren sich auf die tendenziell windreicheren Gebiete im Norden von Deutschland und/oder befinden sich in Regionen mit einer geringen Bevölkerungsdichte (DEWI, 2007, vgl. Tabelle 2.2)22.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2.2: Installierte WEA-Leistung nach Bundesländern23

Somit befinden sich ca. 65% der Onshore-Kapazitäten in den dargestellten Bundesländern. Eine räumlich detaillierte Darstellung der installierten WEA-Leistung zeigt Abbildung 2.3.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.3: Räumliche Verteilung der WEA-Onshore-Leistung [MW]

(Quelle: REISI, 2008)

Mit der geplanten Installation von 1.500 MW Offshore-Windleistung bis zum Jahr 2011 und die geplante weitere Erhöhung auf bis zu 25.000 MW bis zum Jahr 2030 wird die installierte Leistung in Norddeutschland stark zunehmen (vgl. Gabriel, 2007).

Neben den Offshore-Kapazitäten ist auch eine Erhöhung der installierten Leistung durch Repowering (Ersetzen von alten WEA durch neue leistungsstärkere Anlagen) zu erwarten. Die installierte Leistung erhöht sich bei Durchführung von Repowering-Maßnahmen um einen Faktor zwischen 1,5 bis 3,5 (vgl. BWE, 2007, 2 f.). In Einzelprojekten sind Leistungssteigerungen um den Faktor 6 möglich (vgl. Dena, 2005, 15).

Unter Berücksichtigung des Offshore- und Repowering-Potentials wird sich die installierte WEA-Leistung in Deutschland auf über 50 GW bis zum Jahr 2020 erhöhen. Der WEA-Leistungsanteil der Küstenbundesländer und des nördlichen Binnenlands24 wird sich auf über 40 GW erhöhen (vgl. Dena, 2005, 11 und 45).

Um die Bedeutung der Dimension zu erfassen, sei ein Vergleich mit der Schweiz angebracht. Die Schweiz hatte im Jahr 2003 eine insgesamt installierte Nettokraftwerksleistung von 17 GW (vgl. Eurostat, 2005, 4). Das unterstreicht die enormen Ausbauziele und die Dimension der Windenergienutzung.

Aufgrund der fluktuierenden Windverhältnisse ist die Windenergieerzeugung nur bedingt grundlastfähig und kann ohne Zwischenspeicher nur in geringem Maße konventionelle Kraftwerke ersetzen.

2.2.2. Der konventionelle Kraftwerkspark

Unter dem konventionellen Kraftwerkspark sind in dieser Arbeit alle fossilen, nuklearen Kraftwerke sowie Wasserkraftwerke zu verstehen. Im Jahr 2006 waren in Deutschland insgesamt ca. 139,5 GW Nettokraftwerksleistung installiert (BDEW, 2006). Dabei entfielen fast 107 GW (75,5%) auf konventionelle Kapazitäten25. Die prozentuale Aufteilung der Leistung gegliedert nach Primärenergieträgern zeigt Abbildung 2.4.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.4: Installierte Kraftwerksleistung nach Primärenergieträgern

(Quelle: eigene Darstellung; Daten nach BDEW, 2006)

In Abbildung 2.5 sind die konventionellen Kraftwerke nach Primärenergieträgern und der räumlichen Verteilung dargestellt. Die zugehörige Legende befindet sich in Tabelle 2.3.

Zu erkennen ist, dass Braunkohlekraftwerke an die Primärenergievorkommen der Lausitz, des Mitteldeutschen, des Helmstedter und des Rheinischen Reviers gebunden sind (vgl. DEBRIV)26. Ebenso, wie die Braunkohle weist die Steinkohle eine Standortgebundenheit auf. Ein Transport von Steinkohle über weite Strecken ist zwar möglich, jedoch ist der Standort eines Steinkohlekraftwerks an Wasserzufahrtswege gebunden. Damit ist ein kostengünstiger und wirtschaftlicher Transport per Schiff möglich.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2.3: Legende der konventionellen Erzeugungsanlagen Deutschland

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.5: Geografische Darstellung des konventionellen Kraftwerksparks27

(Quelle: eigene Darstellung, Daten nach VWEW, 2007)28

Die Abbildung 2.5 zeigt, dass Steinkohlekraftwerke an Küstenstandorte, Kanäle und schiffbare Flüsse gebunden sind. Des Weiteren sind Kraftwerke auf Steinkohlebasis an den Förderstandorten in Deutschland möglich29.

Eine weitere wichtige Stellung bei der Elektrizitätserzeugung nehmen die Atomkraftwerke ein (vgl. Abbildung 2.4). Atomkraftwerke sind aufgrund des hohen Energiegehalts nuklearer Brennstoffe relativ Standort ungebunden30. Das Gefahrenpotential eines radioaktiven Unfalls führte zu einer Abkehr von der Atomenergienutzung in Deutschland.

Mit dem Beschluss vom 14.06.2000 zwischen der Bundesregierung und den Energieversorgungsunternehmen wurde entschieden, dass Deutschland aus der nuklearen Energieerzeugung aussteigt (vgl. BMU, 2000). Diese Vereinbarung sieht vor, dass in Deutschland keine weiteren Atomkraftwerke gebaut werden, die Bestandsanlagen eine begrenzte Regellaufzeit von 32 Jahren und damit eine begrenzte Reststrommenge31 haben.

Gaskraftwerke bzw. Gas- und Dampfkraftwerke (GUD) mit hohen Wirkungsgraden zeichnen sich durch niedrige CO2-Emissionen aus. Sie wurden bisher wegen der hohen Erdgasbezugskosten bei der Bereitstellung von Spitzenleistung eingesetzt. Bedingt durch die niedrigen CO2-Emissionen von GUD-Kraftwerken werden sie aber für den Einsatz in der Mittel- und Grundlast interessant.

Die Altersstruktur des deutschen Kraftwerksparks zieht einen großen Erneuerungsbedarf nach sich, der in den nächsten Jahrzehnten umgesetzt werden muss (Fichtner, 2007, 3). Unter diesen Rahmenbedingungen zeigt sich zusammenfassend eine starke Veränderung der Erzeugung hinsichtlich der Struktur und der Allokation (vgl. Abbildung 2.6):

Wenige neu installierte Braunkohlekraftwerke aufgrund der hohen spezifischen CO2-Emissionen pro erzeugte kWh Elektrizität.

Schließung der verbleibenden Atomkraftwerke bis zum Jahr 2021

(vgl. Anhang A 3).

Eine starke Reduzierung der Erzeugungskapazitäten im Süden Deutschlands32.

Signifikant neue WEA-Erzeugungskapazitäten durch Repowering und Offshore-Anlagen im Norden von Deutschland (in Abbildung 2.6 nicht dargestellt).

Die Zunahme CO2-emissionsarmer GUD-Kraftwerke.

Neue Steinkohlekraftwerke insbesondere an der Rhein-Ruhrschiene und an Küstenstandorten, die mit Importsteinkohle befeuert werden.

Bisher ungeklärter verbleibender Ersatz- und Zubaubedarf von Kraftwerkskapazitäten.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.6: Potentielle Zubaukraftwerke bis zum Jahr 2020 + stillgelegte AKW33

(Quelle: eigene Darstellung, verschiedene Quellen, siehe Fußnote 32)

2.2.3. Die Laststruktur

Wie im vorherigen Kapitel dargelegt wurde, befinden sich leistungsstarke Braun- und Steinkohlekraftwerke an den jeweiligen Förderstandorten bzw. an Wasserzufahrtswegen. Aufgrund der historischen Entwicklung der (Bergbau)-Industrie entwickelten sich an diesen Standorten einwohnerstarke Ballungsräume mit Industrie-, Gewerbe-, Handels- und Dienstleistungsansiedlungen.

Es existiert allgemein ein starker örtlicher Zusammenhang zwischen Erzeugung und Verbrauch von Elektrizität34. Dies kann anhand des Elektroenergieverbrauches in Zusammenhang mit der Kraftwerksleistung einer Region bewiesen werden.

Der Elektrizitätsverbrauch eines Bundeslands bzw. eines Landkreises ist mit einem erheblichen Datenbeschaffungsaufwand verbunden35. In dieser Arbeit soll die Last deshalb vereinfacht anhand der Einwohnerzahl und der Lastabnahme von Betrieben abstrahiert werden. Beides wird je Bundesland durch die statistischen Landesämter erfasst. Abbildung 2.7 zeigt, dass die Anzahl der Einwohner (dunkelblau) und der Elektrizitätsbedarf von Unternehmen mit mehr als 19 Mitarbeitern (orange) positiv korrelieren. Bestätigend ergibt die Berechnung des Korrelationskoeffizienten einen Wert von 0,94.

Der lineare Zusammenhang zwischen Einwohnerzahl und der abgesetzten Elektrizität in der Niederspannungsebene konnte für das Netzgebiet eines ostdeutschen Flächenversorgers mit 0,987 ermittelt werden. Daraus folgt, dass die Last in einwohnerstarken Ländern ebenfalls hoch ist36.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.7: Zusammenhang Bevölkerung, Elektrizitätsverbrauch, Kraftwerksleistung37

(Quelle: eigene Auswertung und Darstellung, Daten nach Statistikportal)

Weiterhin lässt sich ableiten, dass die Konzentration von konventionellen Kraftwerken aufgrund der lastnahen Allokation in den bevölkerungsreichen Ländern mit großen Verbraucherzentren am höchsten ist.

Lastschwerpunkte lassen sich demnach in den bevölkerungsreichen Regionen vor allem im Westen, insbesondere im Ruhrgebiet (Nordrhein-Westfalen) und im Süden (Bayern, Baden-Württemberg) der Republik identifizieren. Weitere Ballungszentren sind die Stadtstaaten Berlin und Hamburg. Für qualitative Aussagen zur Laststruktur in Deutschland kann die Bevölkerungsdichte als Indikator herangezogen werden38 (vgl. Abbildung 2.8). Leuthold et al. verwenden neben der Bevölkerung, dem durchschnittlichem Pro-Kopf-Elektrizitätsverbrauch auch die Bruttowertschöpfung für die Bestimmung der landkreisspezifischen Last (vgl. Leuthold et al., 2005, 14).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.8: Bevölkerungsdichte in Deutschland als Indikator für Lastzentren

(Quelle: BWL, 2004)

Aufgrund der unterschiedlichen wirtschaftlichen und demografischen Entwicklungen in den einzelnen Bundesländern verändert sich auch die Laststruktur. Insbesondere die Bundesländer Bayern und Baden-Württemberg haben bis zum Jahr 2020 steigende Einwohnerzahlen und ein stärkeres Wachstum der Bruttowertschöpfung als andere Bundesländer zu verzeichnen. In diesen Bundesländern steigt der Bedarf an Elektrizität c. p.. Insbesondere in strukturschwachen ostdeutschen Bundesländern mit sinkenden Einwohnerzahlen stagniert oder sinkt der Bedarf an Elektrizität c. p.. Auch in Norddeutschland (außer Hamburg) und Westdeutschland nimmt die Einwohnerzahl und c. p. der Elektrizitätsbedarf ab (vgl. Statistisches Bundesamt, 2007 und Anhang A 4).

2.3. Konsequenzen

Anhand der WEA-Entwicklung und der Entwicklung der Erzeugungskapazitäten konventioneller Kraftwerke wird deutlich, dass eine massive Verschiebung der Erzeugungsstruktur von Süd- nach Norddeutschland erfolgt. Des Weiteren wird erwartet, dass Deutschland ab 2015 zu einem Stromimporteur wird, da nur ungenügend neue Kraftwerke hinzugebaut werden (vgl. Handelsblatt, 2008, 1-3). Von den neuen Erzeugerzentren im Norden des Landes muss ein großer Teil der Lastzentren im Süden versorgt werden39. Zudem steigt der Elektrizitätsbedarf im Süden stärker an als in den übrigen Gebieten von Deutschland. Bei einer stark vereinfachten geografischen Einteilung Deutschlands in Süd (Bayern und Baden-Württemberg) und Nord (Rest) lässt sich eine antagonistische Entwicklung von installierter Kraftwerksleistung und Last erkennen. Daraus folgt ein stark ansteigender Energietransport von Nord nach Süd.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 2.4: Regional gegensätzliche Entwicklung von Last und Erzeugung

Neben der veränderten Erzeugungs- und Laststruktur in Deutschland führen auch die Liberalisierung und das Zusammenwachsen des europäischen Strommarktes zu stark ansteigenden Leistungsflüssen zwischen und in den europäischen Ländern. Ursache sind unterschiedliche Erzeugungskosten in den Ländern (vgl. Abbildung 2.9). Deutschland ist aufgrund seiner zentralen Lage in Europa Transitland beim physikalischen Stromaustausch.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.9: Leistungsflüsse und Grenzkosten des europäischen Elektrizitätsmarkts

(Quelle: RWE, 2008, 14)

Daraus resultieren hohe Anforderungen an die Netze, die zum Zeitpunkt der Planung der Netze nicht berücksichtigt wurden40. Ein massiver Netzausbau ist aufgrund der skizzierten Entwicklungen notwendig. Da neue Übertragungsleitungen mit langen Genehmigungszeiten verbunden sind, die Anreizregulierung eher zu einer Zurückhaltung bei notwendigen Investitionen führt und der öffentliche Widerstand gegen neue Leitungstrassen groß ist, wird es mit hoher Wahrscheinlichkeit zu Netzengpässen kommen (vgl. Inderst/Wambach, 2007, 1f. und Wetzel, 2008).

Trotz des angestiegenen Investitionsvolumens für den Ausbau, die Instandhaltung und die Erneuerung der Netze in den Jahren von 2002 bis 2007 (vgl. Abbildung 2.10) kann auch nach Meinung des Präsidenten der Bundesnetzagentur Kurth mittelfristig nicht ausgeschlossen werden, dass innerdeutsche Netzengpässe auftreten (vgl. Kurth, 2008).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2.10: Entwicklung der jährlichen Ausgaben für die Netzinfrastruktur der ÜNB41

(Quelle: BNetzA, 2008, 25)

Eine Studie der vier Übertragungsnetzbetreiber zeigt, dass es auch bei Realisierung aller geplanten Netzausbaumaßnahmen bis 2012 zu einer starken Netzbelastung, Netzengpässen und einem hohen Bedarf an Blindleistung für die Übertragung der Leistung kommen wird (vgl. ÜNB, 2008). Mit dem Auftreten von Netzengpässen können in bestimmten Zeitintervallen nicht die Kraftwerke mit den geringsten variablen Kosten eingesetzt werden42.

Das Zieldreieck der Energiewirtschaft kann nach den bisherigen Erkenntnissen nicht ausreichend erfüllt werden43. Den Netzstrukturen muss unter diesen Rahmenbedingungen ein besonderes Augenmerk zuteil werden. Aus Kostengesichtspunkten können eine veränderte Struktur und vor allem veränderte Standorte der Erzeugungskapazitäten trotz höherer variabler und fixer Kosten zu einer insgesamt günstigeren Situation führen, wenn die Übertragungsverluste und vermiedene Netzausbaukosten die Erzeugungsmehrkosten überkompensieren44. Die dafür notwendigen Anreizmechanismen (die so genannte Generation-, G-Komponente45 ) fehlen (bisher) in Deutschland. In Kapitel 3 wird ein möglicher Anreizmechanismus zur Lösung von Engpassproblemen behandelt.

3. Das Spot Pricing

Die Trennung von Netz und Erzeugung (siehe Kapitel 2.1) sowie Kapazitätsgrenzen bei den bestehenden Übertragungsnetzen verlangen die Implementierung von Engpassmanagementsystemen auch innerhalb Deutschlands. Das deutsche und die meisten europäischen Elektrizitätssysteme basieren auf überwiegend bilateralen Verträgen zwischen den Marktteilnehmern46. In Elektrizitätssystemen, die nicht durch Netzengpässe beeinträchtigt sind, bildet sich ein einheitlicher Marktpreis, der durch die Grenzkosten der anbietenden Kraftwerke und die Kundennachfrage determiniert wird47. Für die Abnehmer von Elektrizität fallen neben den Erzeugungskosten Entgelte für die Nutzung der Netze an. Das Netzentgelt besteht aus einem fixen Jahresleistungspreis [€/kW] und einem variablen Jahresarbeitspreis [€/kWh] und wird pro Entnahmestelle erhoben. Die Netzentgelte sind abhängig von den entstehenden Kosten der Netzbetreiber und der Nutzung der jeweiligen Netzebenen durch den Kunden (vgl. StromNEV, §17 Abs. II / III).

Im Fall eines Netzengpasses sind aufgrund der Ausgestaltung des Elektrizitätssystems bisher keine Mechanismen vorhanden, um (innerdeutsche) Netzengpässe zuverlässig und kostengünstig zu beseitigen (vgl. Todem, 2004, 117).

Bei dem internationalen Stromhandel werden bereits verschiedene Verfahren zur Beseitigung von Netzengpässen angewendet. Es kann zwischen administrativen und marktbasierten (wettbewerblichen) Systemen unterschieden werden (vgl. Abbildung 3.1).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.1: Übersicht über Engpassmanagementsysteme

(Quelle: eigene Darstellung, in Anlehnung an Kraus, 2005, 17)

Die administrativen Verfahren werden auch als Curtailment-Verfahren (Curtailment = Kürzung) bezeichnet. Im Anschluss der angemeldeten Transaktionen ermitteln die Übertragungsnetzbetreiber die Engpässe und kürzen den Handelsakteuren ihre Transaktionen nach verschiedenen Verfahren wie z.B. der anteilsmäßigen Kürzung („Pro-Rata Regelung“), so dass die Engpässe beseitigt werden.

Marktbasierte Ansätze sind den administrativen Verfahren grundsätzlich vorzuziehen, da sie den Marktteilnehmern wirtschaftliche Signale senden. Bei der expliziten Auktion und den Sonderformen Redispatching und Countertrading geben die Marktteilnehmer neben einem Preisangebot für die Energie auch ein Preisangebot für die Nutzung der Übertragungskapazität ab. Die Gebote werden nach einer merit order, ausgehend vom höchsten Preis, so lange befriedigt bis die Übertragungskapazität ausgeschöpft ist (vgl. Haubrich, 2006, 2f.).

Bei der impliziten Auktion hingegen wird das Recht auf Nutzung der Übertragungskapazität implizit durch den Börsenhandel ermittelt. Es entsteht ein Produkt Energiedienstleistung, das sowohl die Energieeinspeisungen als auch die Übertragungsleistung beinhaltet (vgl. Todem, 2004, 57).

Im Rahmen dieser Arbeit soll der Fokus auf dem Spot Pricing liegen, das eine ideale Umsetzung der impliziten Auktion ist (vgl. Todem, 2004, 57)48. Die Begriffe Nodal Pricing (NP) oder Locational Marginal Pricing (LMP) werden synonym für das Spot Pricing verwendet.

Das Nodal Pricing ermittelt nach Ort und Zeit differenziert bzw. auf Einspeise- und Entnahmepunkte49 bezogene Preise. Bei Netzrestriktionen, unzureichender Erzeugungskapazität bzw. durch Netzverluste entwickeln sich lokal unterschiedlich hohe Preise, die ein marktbasiertes Signal für die bestmögliche Nutzung der Ressourcen sind. Des Weiteren werden die Marktteilnehmer animiert, neue Erzeugungskapazitäten an den entsprechenden Hochpreisknoten zu installieren, um den engpassbedingten Nichteinsatz der Kraftwerke und Übertragungsverluste zu vermeiden50. Eine abgewandelte Form des Spot-Pricing ist das Zonal Pricing, welches Preisinformationen für Zonen ermittelt (vgl. Todem, 2004, 46-48).

Damit kann trotz des Unbundlings eine ganzheitliche kurz- bis langfristige Optimierung von Erzeugung und Netz erreicht werden. Im Gegensatz zum Spot Pricing können kostenbasierte und wettbewerbsorientierte Redispatching-Verfahren, die keine Signale zur Vermeidung von Netzengpässen geben, zu einem strategischen Zurückhalten von Kapazitäten führen, oder aber durch eine große Komplexität zu Ineffizienzen führen51 (vgl. Inderst/Wambach, 2007, 7-17).

Die Theorie des Nodal Pricing ist auf Arbeiten von Schweppe et al. aus den 80er Jahren des MIT52 zurückzuführen. In dem Grundlagenbuch „Spot Pricing of Electricity“ werden sowohl die Grundlagen der Lastflussrechnung, als auch die Ökonomie hinter dem Locational Marginal Pricing erläutert (vgl. Schweppe et al., 1988). Weitere wichtige Beiträge in der Anwendung der Theorie liefert Hogan53.

Anhand eines einfachen Beispiels soll im Folgenden erläutert werden, wie sich die LMP mit und ohne Übertragungslimit bilden.

Marktpreis ohne Übertragungslimit

Unter Vernachlässigung von Netzverlusten und Übertragungslimits gilt für eine bestimmte Zeitspanne (z. Bsp. 1 Stunde [h]) der Zusammenhang nach Gleichung 1:

Die Zahlungen der Kunden entsprechen unter den gegebenen Voraussetzungen den Forderungen der Erzeuger.

Ein einfaches 2-Knotennetz mit 2 Erzeugern und 2 Nachfragern zeigt Abbildung 3.2 (vgl. Todem, 2004, 119-122)54:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.2: LMP ohne Engpass

(Quelle: Todem, 2004, 120)

Da der Anbieter 1 die Nachfrage nach Energie zu günstigeren Kosten anbieten kann, als Anbieter 2 deckt er die gesamte Systemlast.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Berechnung 1: Erzeugerkosten ohne Übertragungslimit

(Quelle: Todem, 2004, 121)

Die Energiekosten sind in beiden Knoten identisch und entsprechen den Kosten des Erzeugers A.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Berechnung 2: Energiekosten der Kunden ohne Übertragungslimit

(Quelle: Todem, 2004, 121)

In einem nicht von Engpässen betroffenen Übertragungssystem ist die Einführung eines LMP nicht notwendig, da sich der Elektrizitätspreis nach den Grenzkosten der anbietenden Kraftwerke bildet. Das letzte zur Deckung des Bedarfs notwendige Kraftwerk setzt den Systempreis.

Marktpreis mit Übertragungslimit

Ist das Energiesystem hingegen von Netzengpässen betroffen, stellt sich eine andere Situation dar. Es kommt zu einer Markttrennung mit verschiedenen Marktpreisen im System. Dadurch entstehen den Nachfragern höhere Energiekosten als Erzeugerkosten anfallen. Dieser Kostenüberhang (Kosten, die die Kunden abzüglich der Erzeugungskosten bezahlen) wird als Engpassmanagementkosten bezeichnet. Für den Fall, dass Netzengpässe existieren, gilt der folgende Zusammenhang:

Im Gegensatz zu Abbildung 3.2 kann zwischen den Knoten 1 und Knoten 2 nur eine Leistung von 50 MW übertragen werden (vgl. Abbildung 3.3).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.3: LMP mit Engpass

(Quelle: Todem, 2004, 122)

Die Last des Knoten 2 kann nur noch durch 50 MW des kostengünstigen Erzeugers A gedeckt werden. Der Erzeuger B muss zur Deckung der Last 50 MW zur Verfügung stellen. In den Knoten ergeben sich folgende Erzeugungskosten:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Berechnung 3: Erzeugungskosten mit Übertragungslimit

(Quelle: Todem, 2004, 122)

Die ineffiziente Ressourcenallokation durch den Netzengpass führt zu einer Marktineffizienz.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Berechnung 4: Bestimmung der Marktineffizienz

(Quelle: eigene Darstellung nach Todem, 2004, 122)

Des Weiteren führt der Engpass in dem Energiesystem zu unterschiedlichen Preisen für die Nachfrager. Die Preise gelten insgesamt für die Nachfrage in einem Knoten. Das führt zu einem Überhang der Kundenzahlungen im Vergleich zu den Erzeugungskosten.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Berechnung 5: Energiekosten für die Kunden mit einem Übertragungslimit

(Quelle: Todem, 2004, 122)

Die Engpassmanagementkosten ergeben sich aus der Differenz der Energiekosten der Kunden und den Erzeugungskosten (3.000€ - 2.500€ = 500€). Insgesamt erhöhen sich die Kosten aufgrund des Engpasses für die Kunden um 1.000€ und für die Erzeuger um 500€.

Das dargestellte Beispiel ist eine Vereinfachung der Realität. Wesentliche Einflussgrößen für die Ermittlung der optimalen Netzknotenpreise stellt folgende Übersicht dar (vgl. Schweppe et al, 1988, 34):

Grenzkosten der Erzeugung

Engpassleistung der Erzeugungseinheiten (Wirk- und Blindleistung)

Systemdienstleistungen (z.B.: Blindleistungsbereitstellung, Spannungsstabilität)

Übertragungslimits der Leitungen

Kosten der Netzverluste

Emissionsbeschränkungen von Kraftwerken

Zahlungsbereitschaft der Kunden

Ausbaukosten des Netzes

Die Anwendung des Spot Pricing

Neben diesen theoretischen Ansätzen sind zahlreiche auf dem Spot-Pricing basierende praktische Studien für die Länder England/Wales, Italien, Kalifornien, Österreich und Deutschland erstellt worden. Dabei analysieren die Verfasser der Studien unterschiedliche Preismechanismen, Wohlfahrtsgewinne55 durch die Anwendung von LMP, notwendige Netzausbaumaßnahmen und Preisunterschiede in einzelnen Regionen der Länder (vgl. Leuthold et al., 2005, 5-7).

Nodal Pricing Systeme werden in den USA (PJM Interconnection56 und NYSIO57 ), in Australien und Neuseeland zur Bestimmung von Knoten-/Zonenpreisen der Elektrizitätssysteme angewendet. Für die Anwendung von Nodal Pricing sind Lastflussrechnungen zur Bestimmung der Engpässe notwendig. Im Kapitel 4 werden technische Grundlagen für die Übertragung von elektrischer Energie dargestellt.

4. Die Modellierung von Energieübertragungsnetzen

4.1. Aufbau und Eigenschaften von Energieübertragungsnetzen

In der elektrischen Energieversorgung werden einphasige, dreiphasige und Gleichstromübertragungssysteme unterschieden. Einphasige Energieübertragungssysteme werden in Deutschland heute nur noch für die Bahnstromversorgung eingesetzt. Gleichstromübertragungssysteme werden für Seekabelverbindungen, für die Übertragung von Energie über weite Strecken, für die Kupplung asynchroner Netze und zur Kupplung von Netzen mit unterschiedlichen Leistungsfrequenzreglungen verwendet.

Den wichtigsten Part der elektrischen Energieübertragung stellen die dreiphasigen Übertragungssysteme dar. Sie sind für die Übertragung der elektrischen Energie von den Erzeugern zu den Lastzentren bzw. zu den Verbrauchern notwendig. Die Netze lassen sich in Abhängigkeit der Netznennspannung und deren Einspeiser in 4 Ebenen einteilen (in Anlehnung an Heuck et. al., 2002, 47-56):

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 4.1: Übliche Spannungsebenen in Deutschland

Das elektrische Energieversorgungsnetz verbindet mit Transformatoren, Freileitungen und Kabeln die auf den unterschiedlichen Netzebenen einspeisenden Kraftwerke und transportiert die elektrische Energie zu den Verbrauchern, die in den verschiedenen Netzebenen angeschlossen sind (vgl. Abbildung 4.1)58.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.1: Aufbau des Energieversorgungsnetzes in Deutschland59

(Quelle: in Anlehnung an Heuck et. al., 2002, 56)

Die Akteure des Elektrizitätsversorgungssektors haben gemäß des Energiewirtschaftsgesetzes die Aufgabe, der Allgemeinheit eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung zur Verfügung zu stellen (EnWG, 2005, §1, Abs.1).

Eine preisgünstige Versorgung ist unabdingbar mit einer Minimierung der bei dem Transport von elektrischer Energie auftretenden Verluste verbunden. Der Aufbau zentraler Kraftwerkskapazitäten ist technischen und wirtschaftlichen Gründen geschuldet. Mit zunehmender Kraftwerksgröße sind Wirkungsgradsteigerungen und damit Kostensenkungen verbunden (vgl. Spring, 2003, 13). Des Weiteren sind Kraftwerke an Primärenergievorkommen, wirtschaftlich vertretbare Transportkosten der Primärenergieträger, vorhandene natürliche Kühlwasserressourcen und weiteren Faktoren gebunden (vgl. Abschnitt 2.2.2.).

Damit müssen große Energiemengen zu den Verbraucherzentren transportiert werden. Die lastabhängigen Verluste (Verlustleistung PV) sind hauptsächlich auf die im Leiter auftretende Erwärmung zurückzuführen und sind proportional zum Quadrat des Stromes (I) und des Leitungswiderstands (R).

Die Übertragungsleistung ergibt sich aus dem Produkt von Spannung und Strom.

Anhand dieser vereinfachten Gleichungen lässt sich erklären, weshalb zur Verlustreduzierung hohe Spannungen genutzt werden. Eine Verdopplung der Spannung führt bei konstanter Übertragungsleistung und konstantem Leitungswiderstand zu einer Halbierung des Stroms und damit zu einer Reduzierung der Verluste auf ein Viertel (vgl. Harrison, 2004, 11).

Einer Übertragung von elektrischer Energie mit hohen Spannungen an die Endverbraucher sind Grenzen bezüglich der Betriebsmittel und der Sicherheit gesetzt, so dass nach der Transformation von elektrischer Energie beim Kraftwerk eine Rücktransformation zu den Endverbrauchern erfolgen muss.

4.2. Elektrotechnische Grundlagen der Leistungsflussberechnung

4.2.1. Ursache und Darstellung von Wechselspannungen

Durch die Rotation einer Leiterschleife in einem magnetischen Feld wird nach dem Induktionsgesetz eine Änderung des magnetischen Flusses hervorgerufen und damit eine Spannung in der Leiterschleife induziert. In realen Generatoren sind 3 um 120° versetzte Leiterschleifen im Ständer des Generators eingebaut. Damit werden 3 um 120° versetzte Phasenspannungen L1, L2 und L3 erzeugt (vgl. Abbildung 4.2).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.2: Spannungen im Dreiphasensystem60

(Quelle: links: RaFög; rechts: eigene Darstellung)

Die resultierenden Ströme in den Leitern sind ebenfalls um 120° zueinander versetzt61. Der Augenblickswert der eingespeisten elektrischen Leistung ergibt sich aus:

Aufgrund der Symmetrieeigenschaften im fehlerfreien Fall wird für Berechnungen und grafische Abbildungen häufig nur eine einphasige Darstellung gewählt.

Eine in der Elektrotechnik übliche Darstellungsweise der zeitabhängigen Größen ist die symbolische Methode. Zeitabhängige Größen werden in komplexe Größen (Zeigerdarstellung) umgewandelt (vgl. Kories/Schmidt-Walter, 2000, 116f.).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 4.2: Darstellung elektrotechnischer Größen

Im weiteren Verlauf dieser Arbeit werden die Werte für die Spannung, Stromstärke und abgeleitete Größen (Leistung u. a.) häufig in der komplexen Form62 und als Effektivwerte63 angegeben.

4.2.2. Wirk- und Blindleistungen im Wechselstromsystem

Die Augenblickswerte der Spannung und des Stroms ergeben sich aus den folgenden Gleichungen:

φu und φi werden als Nullphasenwinkel, die Differenz wird als Phasenverschiebungswinkel bezeichnet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.3: Mögliche Zeitverläufe von Strom und Spannung

(Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an Haubrich, 1994, 96)

Berücksichtigt man die Phasenwinkel der Spannung und des Stromes, erweitert sich Gleichung 5 zu64:

Im ersten Summand der Gleichung 8 ist die Wirkleistung P abgebildet, die um einen konstanten Mittelwert schwankt. Der zweite Summand spiegelt die periodisch wechselnde Blindleistung Q wider, die keinen Wirkleistungsbeitrag liefert.

Die Wurzel aus dem Quadrat von Wirk- und Blindleistung (P und Q) wird Scheinleistung (S) genannt. Es gelten die folgenden Beziehungen (vgl. Haubrich, 1994, 98 und Pundt/Koettnitz, 1973, 26).

Tabelle 4.3: Leistungsgrößen und deren Zusammenhänge

Verschiedene Netzelemente und Verbraucher benötigen die Blindleistung, um Magnetfelder und elektrische Felder aufzubauen. Dieser Bedarf muss in Form von induktiven und kapazitiven Blindströmen (Ib) bereitgestellt werden. Dabei ist zu berücksichtigen, dass damit der Anteil der Wirkströme gemindert wird65.

[...]


1 Als Netzengpass wird in diesem Zusammenhang die unzureichende Übertragungskapazität einer Leitung verstanden. Damit können nicht die kostengünstigsten Kraftwerke eingesetzt werden.

2 Unter Netzstabilitätsaspekten sind z. B. die Spannungsqualität mit Ober- und Untergrenzen der Spannung, die Frequenzhaltung und der Blindleistungshaushalt zu verstehen (vgl. Neufert, 2001, 33).

3 Besser bekannt als das Zieldreieck der Energiewirtschaft (vgl. u.a. BMU, 2007b).

4 Der Prozess der Neuregelung wird auch als Liberalisierung des Energiemarktes bezeichnet.

5 Auch für weitere Aktivitäten wie die Rechnungslegung waren die Unternehmen zuständig.

6 Unter Unbundling wird „die buchhalterische, informatorische, organisatorische und rechtliche Entflechtung des Übertragungs- und Verteilnetzes von den anderen Wertschöpfungsstufen in vertikal und horizontal integrierten Versorgungsunternehmen“ verstanden (Wissel, 2006, 4). In dieser Arbeit werden nur Aspekte der Erzeugung und des Netzes kurz dargestellt.

7 Ermittelte Kapazitäten am Ende des Jahres 2004.

8 Verordnung zur Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie (Kraftwerks-Netzanschlussverordnung- KraftNAV).

9 Ob oligopolartige Strukturen in der Energiewirtschaft tatsächlich zu erhöhten Preisen führen, soll in dieser Arbeit nicht evaluiert werden.

10 Es gibt in Deutschland mehrere Netzbetreiber, die jedoch in einem geografisch begrenzten Gebiet und in einer bestimmten Spannungsebene ein Monopol haben.

11 Solche Marktformen werden auch natürliche Monopole genannt, sie zeichnen sich durch subadditive Kostenfunktionen aus (vgl. Borrmann/Finsinger, 1999, 122-127).

12 Diese Vorgehensweise ist jedoch mit erheblicher Informationsasymmetrie der Akteure verbunden.

13 Die Netzstrukturen werden redundant und mit [zu] hohen Qualitätsanforderungen bereitgestellt.

14 Unter Averch-Johnson-Effekt (benannt nach Averch Johnson) wird der ineffizient hohe Kapitaleinsatz in einem regulierten Monopol verstanden. Daraus resultieren c. p. hohe Kapitalkosten (vgl. Knieps, 2000, 3).

15 Zur Beibehaltung der bisherigen Gewinne sind Kostensenkungen seitens der Netzbetreiber notwendig.

16 Aus der Kombination und Gewichtung von Häufigkeit und Dauer der Übertragungsunterbrechungen, die Menge der nicht gelieferten Energie, die Höhe der nicht gedeckten Last werden Qualitätsmerkmale je Netzbetreiber ermittelt.

17 Genauer ist die Bezeichnung CO2-Äquivalent, da es weitere unterschiedlich stark klimawirksame Treibhausgase wie Methan u. a. gibt.

18 Bis zum Ende des Jahres 2005 konnte Deutschland die Emissionen um über 18% senken (vgl. Bund 2007 und Kartschall et al., 2007).

19 Neue Kraftwerkstechnologien weisen bessere Wirkungsgrade auf. So erreichen heute moderne GUD-Kraftwerke Wirkungsgrade von 58%, neue Braunkohlekraftwerke Wirkungsgrade von 43% und neue Steinkohleverstromungstechnologien Wirkungsgrade von 47% (vgl. Siemens, 2006).

20 Die unsicheren Emissionsreduktionsziele in den Folgeperioden führen zu unsicheren Zertifikatepreisen. Kraftwerksinvestitionen sind sehr langfristige Investitionen, die eine lange und hohe Kapitalbindung für Investoren nach sich ziehen.

21 Die Biomaterie (in gasförmiger, flüssiger, fester Form) ist bei der Endenergiebereitstellung (Wärme-, Elektroenergie- und Kraftstoffbereitstellung) ein bedeutender Faktor. Bei der reinen Strombereitstellung ist die Biomasse weniger bedeutend.

22 Die ostdeutschen Bundesländer Brandenburg und Sachsen-Anhalt haben eine Bevölkerungsdichte von 87 bzw. 121 Einwohnern je km². Lediglich Mecklenburg-Vorpommern weist mit 74 Einwohnern je km² einen geringeren Wert auf. Der bundesdeutsche Durchschnitt ist 230 Einwohner je km² (vgl. Statistisches Bundesamt, 2006).

23 Eine Darstellung mit allen Bundesländern befindet sich im Anhang. Stand 1. Halbjahr 2007.

24 Das umfasst die Bundesländer Niedersachsen, Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Sachsen-Anhalt und Nordrhein-Westfalen.

25 Berücksichtigt man zusätzlich noch den geringen WEA-Leistungskredit von unter 8% ist die Dominanz der konventionellen Anlagen noch größer. Der Leistungskredit ist der Anteil der WEA-Leistung um den die konventionelle Kraftwerkskapazität bei konstanter Versorgungsqualität ohne Berücksichtigung von Speichermöglichkeiten reduziert werden kann. Mit zunehmender installierter Windleistung nimmt der Leistungskredit ab (vgl. Schulz et al., 2004, 32 und 37f.).

26 Das ist der Tatsache geschuldet, dass Braunkohle aufgrund des hohen Wassergehalts eine geringe Energiedichte hat und ein Transport großer Mengen über weite Strecken unwirtschaftlich ist. Braunkohle hat eine Energiedichte von ca. 2,8 kWh/ kg, Steinkohle von ca. 9 kWh/ kg (vgl. Steinkohle-Portal). Eine Karte mit den Lagerstätten von Primärenergieträgern ist unter www.geoshop-hannover.de zu finden, letzter Abruf 31.03.2008.

27 Es besteht kein Anspruch auf Vollständigkeit. In der Karte sind Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 101,6 GW eingezeichnet.

28 Dargestellt sind nur Kraftwerke über 100 MW, die Symbolgröße ist proportional zur installierten Leistung. Befinden sich mehrere Kraftwerke an einem Standort, sind die Kapazitäten zusammengefasst. Die exakte Position des Kraftwerks kann wegen der ungenauen Angaben abweichen. Die Kartengrundlage ist von Google Maps.

29 Die Förderstandorte in Deutschland sind das Ruhrgebiet und das Saarland (vgl. Steinkohleportal, 2008). Dabei ist zu berücksichtigen, dass die heimische Förderung von Steinkohle stark subventioniert wird. Mit dem Beschluss zur Beendigung der Steinkohlesubventionen werden bis zum Jahr 2018 die verbliebenen acht Zechen in Deutschland geschlossen (SteinkohleFinG, 2007).

30 Ein Kilogramm Natur-Uran hat eine 18.900-fache höhere Energiedichte als Steinkohle (vgl. Deutsches Atomforum). Der notwendige Kühlkreislauf kann einerseits über Standort bindende natürliche Kühlwasserreservoirs, andererseits auch über standortunabhängige Kühltürme realisiert werden.

31 Mit der Möglichkeit, Strommengen teilweise auf andere Atomkraftwerke zu übertragen.

32 Durch die Stilllegung der AKW reduzieren sich die Erzeugungskapazitäten in den Bundesländern Baden-Württemberg und Bayern (=Süden) um ca. 11 GW. Der bisher geplante Zubau von Kraftwerken umfasst nur ca. 5 GW (vgl. eigene Recherchen, Quellen u. a. BDEW, VWEW, BMU, VGB Powertech). Im Süden fallen dadurch bis zum Jahr 2021 fast 43% der Kraftwerksleistung (ohne Zubauberücksichtigung) allein durch den Atomenergieausstieg weg. Im Rest von Deutschland reduziert sich die Kraftwerksleistung nur um 13%, was die starke Abhängigkeit von der Atomenergie im Süden unterstreicht.

33 Die Realisierung einer Vielzahl der geplanten Kraftwerksprojekte ist unsicher. Zurzeit können in Deutschland 59 sehr unsichere Kraftwerksprojekte identifiziert werden (vgl. Dena, 2008 zit. nach Stratmann, 2008). In dieser Kraftwerkskarte soll lediglich eine Tendenz für Zubaustandorte und eingesetzte Primärenergieträger aufgezeigt werden. Die zu schließenden AKW sind rot gekennzeichnet.

34 Den Weg, den eine kWh Energie rein rechnerisch zu den Verbrauchern im 380 kV Netz legt, ist im Vergleich zu den anderen europäischen Ländern in Deutschland mit 80 km gering (Neufert, 2001, 15).

35 Nolden führt im Rahmen seiner Diplomarbeit detailliert Untersuchungen des Elektrizitätsverbrauchs von Bundesländern durch (vgl. Lehrstuhl Energiewirtschaft).

36 Der geografische Bezugsraum der Untersuchung waren Gemeindeabgrenzungen. Für den Zeitraum wurde als Bezug das Jahr 2006 gewählt. Der Versorger möchte nicht genannt werden.

37 Das Bezugsjahr der Größen Bevölkerung, Elektrizitätsverbrauch, Kraftwerksleistung ist nicht identisch. Die Bezugsjahre sind in Reihenfolge der angegebenen Größen 2002, 2006 und 2007. Es sind nur konventionelle Kraftwerksanlagen berücksichtigt. Da sich die Größen nur über lange Zeiträume verändern, können die Daten trotzdem miteinander verglichen werden. (MA = Mitarbeiter; KW = Kraftwerk).

38 Eine hohe Bevölkerungsdichte zeigt eine hohe Last an.

39 Das Lastzentrum Ruhrgebiet, welches ebenfalls durch norddeutsche Erzeugung versorgt werden könnte, wird vorwiegend durch regionale Kraftwerke (insbesondere Steinkohlekraftwerke) versorgt.

40 Zum Zeitpunkt der Planung der Übertragungsnetze dienten die Übertragungsnetze vorwiegend der erhöhten Sicherheit und der Aushilfe bei Störungen und sind deshalb nicht für den Stromhandel dimensioniert (vgl. Haubrich, 2006, 12).

41 ÜNB = Übertragungsnetzbetreiber.

42 Zudem sei darauf verwiesen, dass es aktuell insbesondere in Regionen mit großen Windkapazitäten heute schon Engpässe gibt, die durch Einspeisemanagementsysteme, bzw. Netzsicherheitssysteme zu einer Reduzierung der Einspeiseleistung von Erneuerbaren Energien Anlagen führen (vgl. VDN, 2006). Der Einsatz der Engpasssysteme ist auf den Webseiten der Verteilnetzbetreiber veröffentlicht.

43 Fast täglich erscheinen in der Presse Artikel über den kommenden „Energienotstand“ und „Stromlücken“, die eine sichere Energieversorgung in Frage stellen (vgl. Handelsblatt, 2008 und Spiegel, 2008.).

44 Es sei hier nochmals auf die langen Genehmigungszeiten für Netzausbauten hingewiesen, d.h. nicht nur die Kosten sind entscheidend, sondern auch die tatsächliche Realisierbarkeit von Netzerweiterungen.

45 Das heißt, dass der Einspeise- und Entnahmepunkt von Elektrizität berücksichtigt wird. In der derzeitigen Ausgestaltung wird das nur indirekt durch Netznutzungsgebühren je Spannungsebene berücksichtigt. Die Netznutzungsentgelte unterscheiden sich nicht in Abhängigkeit, ob Energie in einer Spannungsebene z.B. 20 km oder 350 km transportiert werden muss (vgl. StromNEV, §17 Abs. I).

46 Die außerbörslichen bilateralen Geschäfte (Over the counter, OTC) umfassen etwa drei Viertel des Großhandelsvolumens. Neben den bilateralen Verträgen wird Elektrizität mit steigender Tendenz an Strombörsen gehandelt. Der Börse (in Deutschland die EEX, European Energy Exchange) kommt vor allem die Funktion der Preisfestsetzung zu. Zudem werden Risiken und CO2-Zertifikate gehandelt (vgl. Schiffer, 1999, 202; RWE, 2007, 3 und EEX).

47 An der Strombörse setzt das auf Grenzkostenbasis teuerste zur Befriedigung der Nachfrage notwendige Kraftwerk den Systempreis. Bilaterale Kontrakte orientieren sich an den Börsenpreisen.

48 Für eine detaillierte Beschreibung, Analyse und den Vergleich der verschiedenen marktbasierten Verfahren sei auf (Wawer, 2007, 111-115) und (Inderst/Wambach, 2007, 1-19) verwiesen.

49 Das entspricht einem physischen Netzknoten (node) des Übertragungssystems, deswegen der Name Nodal Pricing.

50 Bzw. der umgekehrte Fall, dass sich große Elektrizitätskunden an Knoten mit niedrigen Grenzkosten der Elektrizitätserzeugung ansiedeln und Netzengpässe in Zukunft vermieden werden.

51 Die entstehenden Kosten durch Netzengpässe werden über die Netznutzungsgebühren sozialisiert. Den Nachfragern werden somit keine Anreize (fehlende Signalwirkung) zur Veränderung der Last übermittelt.

52 MIT: Massachusetts Institute of Technology.

53 Vgl. zahlreiche Aufsätze von Hogan (Raymond Plank Professor of Global Energy Policy, John F. Kennedy School of Government, Harvard University), die die Theorie des Spot Pricing anwenden und erweitern (vgl. Hogan).

54 Rot markiert sind Einspeisungen, schwarz die Lasten bzw. das Übertragungslimit. Die Erzeuger A und B zeichnen sich durch unterschiedliche variable Kosten aus.

55 Wohlfahrtsgewinne können durch preisabhängige Nachfragefunktionen realisiert werden. Das LMP zeigt hierbei an, in welchen Regionen die Nachfrage (LMP hoch) gesenkt, bzw. in welchen Regionen die Nachfrage (LMP niedrig) für die Nutzenmaximierung der Kunden erhöht werden muss. Mit dem Uniform Pricing (identische Preise in allen Regionen) entstehen aufgrund von ungenügenden Preisinformationen größere wohlfahrtsmindernde Engpassmanagementkosten.

56 PJM Interconnection: Pennsylvania- New Jersey- Maryland Interconnection, PJM versorgt 13 US Bundesstaaten mit Elektrizität; URL: www.PJM.com, letzter Abruf 21.02.2008.

57 NYISO: New York Independent System Operator; NYSIO versorgt 15 Zonen mit Elektrizität, URL: www.NYISO.com, letzter Abruf 21.02.2008.

58 Die Abbildung 4.1 ist eine vereinfachte Darstellung des Energieversorgungssystems, weitere Betriebsmittel wie Schaltanlagen und die Vielzahl von Verbrauchern sind nicht dargestellt.

59 Mit der angedeuteten Schnittstelle zum europäischen Verbundnetz ist Deutschland an die Union für die Koordinierung der Erzeugung und des Transports elektrischer Energie (UCTE) angeschlossen. Damit wird ein Austausch von elektrischer Energie zwischen den integrierten Ländern erreicht. Die UCTE gewährleistet dadurch eine sichere und wirtschaftliche Versorgung der Verbraucher in Europa mit elektrischer Energie (z.B. den Störungsausgleich und das Ausnutzen von Grenzkostenunterschieden bei der Erzeugung von elektrischer Energie, vgl. UCTE).

60 L bezeichnet den Leiter, PEN zeigt die Erdung an, u(t) ist die zeitabhängige Spannung und t die Zeit.

61 Die dreiphasigen Wechselspannungssysteme werden auch als Drehstromsystem bezeichnet.

62 Wenn es sich im Folgenden um eine komplexe Größe handelt, so ist diese unterstrichen, oder in der kartesischen Form dargestellt.

63 Effektivwerte (als Großbuchstaben gekennzeichnet) stellen einen betragsmäßigen Bezug zur Gleichspannung von periodischen Wechselgrößen her und entsprechen dem quadrierten Flächeninhalt periodischer Wechselgrößen (Herleitungen sind in der entsprechenden Grundlagenliteratur zu finden, vgl. Koris/Schmidt-Walter, 2000, 121f.). Der Augenblickswert ergibt sich aus dem Produkt von Effektivwert und . Die Angabe von Leistungsgrößen wird üblicherweise in Effektivwerten angegeben.

64 Der Leistungswert ist hier für eine Phase als Effektivwert angegeben.

65 Es gilt: Gesamtstrom = Wirkstrom + Blindstrom (I= Iw+Ib)

Ende der Leseprobe aus 129 Seiten

Details

Titel
Zur Kopplung eines Energiesystemmodells mit einem Modell zur Lastflussanalyse
Hochschule
Brandenburgische Technische Universität Cottbus
Note
1,0
Autor
Jahr
2008
Seiten
129
Katalognummer
V93770
ISBN (eBook)
9783638067652
ISBN (Buch)
9783638953597
Dateigröße
5549 KB
Sprache
Deutsch
Schlagworte
Kopplung, Energiesystemmodells, Modell, Lastflussanalyse
Arbeit zitieren
Dipl.-Ing Marco Groschke (Autor), 2008, Zur Kopplung eines Energiesystemmodells mit einem Modell zur Lastflussanalyse, München, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/93770

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