Technisch-wirtschaftliche Integration Erneuerbarer Energien in den Regelleistungsmarkt

Regelleistung als Systemdienstleistung zur Frequenzhaltung wird bisher fast ausschließlich durch steuerbare Kraftwerke bereitgestellt. Grund hierfür ist, dass dargebotsabhängige Erzeuger die Bedingungen für eine Teilnahme am Regelleistungsmarkt zum jetzigen Zeitpunkt nicht erfüllen. Die Teilnahme scheitert vorrangig an den Zuverlässigkeitsanforderungen des Marktes, welche mit dem volatilen Einspeisecharakter der dargebotsabhängigen Erzeuger nur schwer zu erfüllen sind. Um die Frequenzhaltung in der Zukunft auch in Zeiten hoher Einspeisung aus Erneuerbaren Energien sicherstellen zu können, müssen diese absehbar auch in der Lage sein, Regelleistung bereitzustellen. Als Kernprobleme der Integration werden die Vermeidung von Netzengpässen sowie die Bestimmung der zuverlässig bereitstellbaren Regelleistungsmenge identifiziert.
Für die Vermeidung von Konflikten zwischen Einspeisemanagement und Regelleistungsbereitstellung im Verteilnetz wird eine Methodik zur Netzzustandsbewertung entwickelt. Grundlage für die Bewertung, welche entscheidet, ob eine Anlage netzengpassfrei Regelleistung bereitstellen kann, bildet das erarbeitete Verfahrung zur Netzzustandsbestimmung.
Für die Berechnung der maximal anbietbaren Regelleistung eines Anlagenpools aus Wind- und Solarkraftanlagen für eine bestimmte Stunde wird ein probabilistisches Modell auf Basis von Wetterdaten des Deutschen Wetterdienstes erstellt. Innerhalb des Modells werden die stochastischen Abhängigkeiten der Wetterprognosefehler räumlich verteilter Anlagen mit Hilfe von R-Vine-Copulas abgebildet, was eine flexible Modellierung ermöglicht.
Abschließend werden weitere notwendige Marktänderungen identifiziert und zusammen mit den beiden beschriebenen Methoden in ein zukünftiges Regelleistungsmarktdesign integriert.

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Regelleistung als Systemdienstleistung zur Frequenzhaltung wird bisher fast ausschließlich durch steuerbare Kraftwerke bereitgestellt. Grund hierfür ist, dass dargebotsabhängige Erzeuger die Bedingungen für eine Teilnahme am Regelleistungsmarkt zum jetzigen Zeitpunkt nicht erfüllen. Die Teilnahme scheitert vorrangig an den Zuverlässigkeitsanforderungen des Marktes, welche mit dem volatilen Einspeisecharakter der dargebotsabhängigen Erzeuger nur schwer zu erfüllen sind. Um die Frequenzhaltung in der Zukunft auch in Zeiten hoher Einspeisung aus Erneuerbaren Energien sicherstellen zu können, müssen diese absehbar auch in der Lage sein, Regelleistung bereitzustellen. Als Kernprobleme der Integration werden die Vermeidung von Netzengpässen sowie die Bestimmung der zuverlässig bereitstellbaren Regelleistungsmenge identifiziert.

Für die Vermeidung von Konflikten zwischen Einspeisemanagement und Regelleistungsbereitstellung im Verteilnetz wird eine Methodik zur Netzzustandsbewertung entwickelt. Grundlage für die Bewertung, welche entscheidet, ob eine Anlage netzengpassfrei Regelleistung bereitstellen kann, ist eine Netzzustandsbestimmung. Für den Umgang mit Unsicherheiten der Last und Erzeugung, welche sich aus der geringen Messwertverfügbarkeit ergeben, werden Methoden zur Netzzustandsbestimmung für die Planung und den Betrieb erarbeitet. Die Anwendbarkeit wird anhand des IEEE European Low Voltage Test Feeders gezeigt.

Für die Berechnung der maximal anbietbaren Regelleistung eines Anlagenpools aus Windund Solarkraftanlagen für eine bestimmte Stunde wird ein probabilistisches Modell auf Basis von Wetterdaten des Deutschen Wetterdienstes erstellt. Innerhalb des Modells werden die stochastischen Abhängigkeiten der Wetterprognosefehler räumlich verteilter Anlagen mit Hilfe von R-Vine-Copulas abgebildet. Der Ansatz über Wetterdaten lässt die Berechnung des Angebotspotenzials beliebiger, über Deutschland verteilter Anlagenpools zu. Untersuchungen zur Poolzusammensetzung mit bis zu 50 Anlagen validieren die Methodik und zeigen ein steigendes relatives Angebotspotenzial bei größerer Verteiltheit und Anlagenzahl. Darüber hinaus wird die Überlegenheit der entwickelten Methodik gegenüber bestehenden Verfahren zur Berechnung des Angebotspotenzials deutlich.

Abschließend werden weitere notwendige Marktänderungen identifiziert und zusammen mit den beiden beschriebenen Methoden in ein zukünftiges Regelleistungsmarktdesign integriert. Dabei werden probabilistische an Stelle von deterministischen Geboten abgegeben. Der Übertragungsnetzbetreiber stellt die Systemzuverlässigkeit sicher und ermittelt das volkswirtschaftlich günstigste Anlagenportfolio. Für diese Portfoliooptimierung wird im Rahmen der Arbeit ein Verfahren entwickelt, welches auf einem genetischen Algorithmus basiert. Die Einhaltung der geforderten Systemzuverlässigkeit wird hierbei als Nebenbedingung über das beschriebene Copula-Modell zur Berechnung der maximal anbietbaren Regelleistungsmenge eines Anlagenpools geprüft. Anhand eines fiktiven, von dargebotsabhängigen Erzeugern dominierten Regelleistungsmarktes mit 100 Anlagen zeigen sich deutliche Kostenvorteile in zukünftigen Erzeugungsszenarien.