Systemstudie zur Auswirkung eines aktiven Netzbetriebs auf die Netzausbauplanung von Mittel- und Niederspannungsnetzen in Deutschland

Hintergrund und Motivation

Im Rahmen von enera werden unterschiedliche Lösungsansätze zur verbesserten Integration von erneuerbarer Energieerzeugungsanlagen (EE) untersucht, wobei insbesondere die Realisierung eines vorausschauenden, aktiven Netzbetriebs, sowie der Einsatz des enera-Flexibilitätsmarktes zum netzdienlichen Engpassmanagement im Vordergrund stehen. Ein möglicher Vorteil des aktiven Verteilnetzbetriebs ist die Reduktion des Netzausbaubedarfs in der Mittel- und Niederspannungsebene. Dabei umfasst ein aktiver Verteilnetzbetrieb verschiedene netzbetriebliche Maßnahmen zur effizienteren Ausnutzung des bestehenden Netzes, wie beispielsweise den Einsatz regelbarer Ortsnetztransformatoren oder den Einsatz nachfrage- und erzeugerseitiger Flexibilität, welche der Netzbetreiber auf lokalen Flexibilitätsmärkten beschaffen kann.

In der enera- Modellregion, wurde die Umsetzbarkeit und der Nutzen eines aktiven Verteilnetzbetriebs durch Feldtests und Demonstratoren gezeigt. Da die enera Modellregion im windreichen Nordwesten Deutschlands liegt und durch eine hohe installierte Leistung von Windenergieanlagen geprägt ist, sind die Demonstrationsergebnisse jedoch nicht direkt auf andere Regionen Deutschlands übertragbar. Verteilnetze in Deutschland sind aufgrund ihrer zugrundeliegenden Versorgungsaufgaben, deren zeitlicher Entwicklung sowie der unterschiedlichen Netzstrukturen sehr heterogen. Entsprechend kann auch der tatsächliche Nutzen eines aktiven Netzbetriebs variieren. Um diesen sinnvoll bewerten zu können, müssen weitere Regionen in Deutschland betrachtet werden. Im Rahmen der Systemstudie des IAEW an der RWTH Aachen University (IAEW) wird daher simulativ die Wirksamkeit eines aktiven Verteilnetzbetriebs in Gesamtdeutschland untersucht. Der Fokus der Systemstudie liegt dabei auf den Auswirkungen auf die Netzplanung in den Netzebenen der Mittelspannung (MS) und Niederspannung (NS). Es soll quantifiziert werden, inwieweit der Netzausbaubedarf in diesen Spannungsebenen in Deutschland reduziert werden kann, welche Freiheitsgrade des aktiven Netzbetriebs dabei besonders relevant sind und wie der regulatorische Rahmen die netzplanerischen Entscheidungen eines Verteilnetzbetreibers beeinflusst.

Methodisches Vorgehen zur Bewertung eines aktiven Netzbetriebs in der Netzplanung in Deutschland

Das methodische Vorgehen der Systemstudie unterteilt sich in drei wesentliche Schritte (Abbildung 2.1). In einem ersten Schritt werden repräsentative Netzentwicklungsszenarien und repräsentative Netzmodelle der Mittel- und Niederspannungsebene generiert. Auf diese wird ein Netzausbauplanungsverfahren angewendet, um die Auswirkungen eines aktiven Netzbetriebs auf die Netzplanung zu quantifizieren (Schritt 2). Mit verschiedenen Sensitivitätsrechnungen wird der Nutzen einzelner netzplanerischer Freiheitsgrade quantifiziert und in einer betriebswirtschaftlichen und volkswirtschaftlichen Bewertung gegenübergestellt, um abschließend eine Bewertung der Übertragbarkeit der enera Lösung auf die gesamte deutsche Verteilnetzebene zu ermöglichen.

Abbildung: Vorgehen der zur Bewertung der Übertragbarkeit der enera-Lösung auf die deutsche Verteilnetzebene

Generierung repräsentativer Netzentwicklungsszenarien und -modelle

Für die Bewertung des systemischen Nutzens eines aktiven Netzbetriebs in der Planung von MS- und NS-Netzen, müssen vorweg realistische Untersuchungsszenarien definiert werden. Der Nutzen kann regional jedoch sehr unterschiedlich ausfallen, weshalb sicherzustellen ist, dass regionale Unterschiede in Netz-, Netzkunden- und Anlagenbestand und deren potentielle zukünftige Entwicklungspfade geeignet berücksichtigt werden. Daher werden in drei Schritten repräsentative Netzentwicklungsszenarien und Netzmodelle (vgl. Abbildung 2.2) ermittelt. Ein wesentlicher Baustein ist hierbei die Definition eines Szenario-Rahmens der im Rahmen des Projektes definiert wurde.

Abbildung: Übersicht der Schritte zur Erstellung repräsentativer Netzentwicklungsszenarien und -modelle

Regionalisierung der enera Szenarien für die Jahre 2030, 2040 und 2050

Die in enera entwickelten Szenarien skizzieren Entwicklungspfade für die zukünftige Stromerzeugung und den zukünftigen Strombedarf bis 2030, 2040 und 2050 in Deutschland. Für die MS- und NS-Ebene sind vor allem die Entwicklungspfade für die installierte Leistung an Erzeugungsanlagen auf Basis von Windenergie und solarer Strahlungsenergie sowie der Prognosen für die Anzahl an Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen relevant. Da die Szenarien jedoch einen Entwicklungspfad für Gesamtdeutschland beschreiben, werden diese zunächst mit (bestehenden) Verfahren zur Regionalisierung auf Postleitzahlebene disaggregiert. Die eingesetzten Verfahren nutzen eine Vielzahl an statistischen und geografischen Informationen (Abbildung 2.3), um die regionale Verteilung der Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten zu ermitteln. Nach der Disaggregation der Szenarien auf die Postleitzahlgebiete, werden diese anschließend auf die Netzgebiete der MS- und NS-Ebene zusammengefasst.

Abbildung: Regionalisierung der enera-Szenarien auf Postleitzahlebene. Regionalen Kenngrößen ist jeweils ein farbiger Zeiger zugeordnet, über welche eine etwaige Nutzung in den Regionalisierungsalgorithmen angezeigt wird.

Clusteranalyse

Durch vorgelagerte Regionalisierung ergeben sich fast 3000 Netzgebiete, mit Kennzahlen zu drei Stützjahren in vier Szenarien. Um bei weiteren Untersuchungen den Rechenaufwand bei vergleichbarem Informationsgrad zu reduzieren, werden nun repräsentative Netzentwicklungsszenarien ermittelt. Dabei wird in einem zweistufigen Verfahren die Clusteranalyse in Form des k-means-Algorithmus eingesetzt, welcher dem nicht-überwachten maschinellen Lernen zugeordnet werden kann. Derartige Methoden finden in verschiedensten Umfeldern Anwendung in der Datenanalyse, um eine Menge von Objekten anhand von ausgewählten Eigenschaften auf Ähnlichkeitsstrukturen zu untersuchen.

Das gesamte Vorgehen ist in Abbildung 2.4 illustriert. In einem ersten Schritt werden die Netzgebiete anhand ihres Urbanisierungsgrad gruppiert, der über einen Inhomogenitätsindex beschrieben wird (vgl. Hammerschmidt, 2013: 58). Das Ergebnis in Abbildung 2.4 zeigt, dass so eine Abstufung zwischen ländlichen zu städtischen Regionen gefunden werden kann, was ein guter Indikator für die zugrundeliegende Netzstruktur ist.

Anschließend werden innerhalb dieser Strukturcluster die Entwicklungspfade der Versorgungsaufgabe analysiert. Für jedes Netzgebiet liegen durch die vorhergegangene Regionalisierung Prognosen für die installierte Leistung von Photovoltaik- und Windkraftanlagen sowie für die Gesamtzahl von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen für die Jahre 2030, 2040 und 2050 vor. Weiterhin sind diese Werte für das Basisjahr 2018 bekannt, bzw. abgeschätzt. Es können nun je Netz zwölf separate zeitliche Veränderungen der Parameter berechnet werden, für die Zeiträume 2018 bis 2030, 2030 bis 2040 und 2040 bis 2050 in jedem der enera-Szenarien. Es wird die Annahme getroffen, dass neben der zuvor betrachteten zugrundeliegenden Netzstruktur nur die Änderung der Versorgungsaufgabe bestimmend für den erforderlichen Netzausbau ist. Somit können in der zweiten Stufe der Clusteranalyse repräsentative Entwicklungsszenarien aus dem Kollektiv aller enera-Szenarien und Zeiträume ausgewählt werden.

Die Darstellungen Deutschlands für die drei Entwicklungszeiträume des enera-Basis-I-Szenarios unten in Abbildung 2.4 zeigen exemplarisch, dass Netzgebiete über die Zeiträume zwischen den Entwicklungsclustern wechseln können. So ist z. B. für die ländlichste (blau dargestellte) Region im Nordosten Deutschlands deutlich zu erkennen, dass sich die Entwicklung der Versorgungsaufgabe in den einzelnen Zeiträumen unterscheiden (erkennbar an der Schattierung). Die gesamte Region ist folglich dem Netzstrukturcluster 1 zugeordnet. Bezüglich der Zuordnung zu Entwicklungsclustern wechseln jedoch einige Netzgebiete zwischen den drei betrachteten Zeiträumen ihre Clusterzuordnung. Unten rechts sind die betrachteten Erzeugungs- und Verbrauchskenngrößen für alle Repräsentanten dargestellt, d. h. die in der weiteren Simulation abgebildeten Entwicklungen der Versorgungsaufgabe.

Erstellung von Netzmodellen der Mittel- und Niederspannungsebene

Anschließend wird zur Erstellung repräsentativer Mittel- und Niederspannungsnetze ein Verfahren angewendet, welches, basierend auf öffentlich verfügbaren Daten und Geoinformationen synthetische, georeferenzierte Netzmodelle erstellt. Die Datengrundlage für das Verfahren bilden Daten des OpenStreetMap Projektes, des Zensus 2011 und Daten des Marktstammdatenregisters. Aufbauend auf dieser Datengrundlage wird die Versorgungsaufgabe der Mittel- und Niederspannungsebene koordinaten- bzw. gebäudescharf ermittelt und anschließend ein möglichst realitätsnahes Netzmodell für die MS- und NS-Netze ermittelt. Dazu werden sie mittels radialer Netzstrukturen abgebildet, da Niederspannungsnetze in Deutschland hauptsächlich als Strahlennetze und Mittelspannungsnetze vorwiegend als offen betriebene Ring- und Strangnetze aufgebaut werden. Für die Trassen bzw. Grabenverläufe von Leitungen werden diese entlang von Straßen modelliert. Durch dieses Vorgehen zur Bestimmung der heutigen Versorgungsaufgabe und einer Netzstruktur ist sichergestellt, dass die Heterogenität der Verteilnetze in Deutschland hinreichend genau abgebildet ist.

Verfahren zur Netzausbauplanung

Zur Bestimmung von optimierten Ausbauplänen wurde im Rahmen von enera ein Verfahren zur Netzausbauplanung entwickelt. Es ermittelt die notwendigen Ausbaumaßnahmen zur Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs bei einer sich über den Planungszeitraum verändernden Versorgungsaufgabe. Insbesondere in Netzgebieten mit einem hohen Zuwachs an erneuerbaren Erzeugungsanlagen oder Verbrauchseinrichtungen mit einer hohen Spitzenlast, sind meist Netzausbaumaßnahmen notwendig, um auch in Zukunft alle technische Randbedingungen im Netzbetrieb einzuhalten. Hierzu zählen insbesondere die Einhaltung vorgegebener Spannungsgrenzwerte sowie die thermische Belastbarkeit der Netzbetriebsmittel.

Neben konventionellen Ausbaumaßnahmen stehen der Optimierung auch netzbetriebliche Maßnahmen wie die Stufung von regelbaren Ortsnetztransformatoren sowie ein netzdienlicher Flexibilitätseinsatz zur Verfügung. Dabei können sämtlichen Erzeugungsanlagen und steuerbare Verbrauchseinrichtungen im Netzgebiet ihre Wirkleistungseinspeisung bzw. -bezug netzdienlich anpassen. Der Flexibilitätseinsatz von EE-Anlagen wird jedoch durch die Spitzenkappung auf 3 % der Jahresenergiemenge beschränkt. Hinsichtlich eines Flexibilitätseinsatzes von Verbrauchseinrichtungen werden mittels zeitkoppelnder Restriktionen sowohl die technischen Randbedingungen als auch die Bedürfnisse des Netzkunden berücksichtigt.

Der aktive Verteilnetzbetrieb nutzt das Flexibilitätspotential sowie die netzbetrieblichen Maßnahmen im betrachteten Netzgebiet, um Verletzungen netzbetrieblicher Grenzwerte zu beheben. So lassen sich konventionelle Ausbaumaßnahmen vermeiden oder zumindest zeitlich verzögern. Durch diese Verzögerung können die Ausbaumaßnahmen zu wirtschaftlich optimalen Zeitpunkten umgesetzt werden. Dabei kann festgelegt werden, ob die Zeitpunkte der Investitionsentscheidungen so gewählt werden sollten, dass ein volkswirtschaftlich oder ein betriebswirtschaftlich optimierter Ausbauplan ermittelt wird. Die betriebswirtschaftliche Bewertung ermöglicht, hierbei den Einfluss des Regulierungsrahmens auf Netzinvestitionsentscheidungen zu evaluieren.

Untersuchungsrahmen und Ausblick

Im Rahmen der Systemstudie des IAEW sind zur Bewertung der Übertragbarkeit der enera Lösung auf Deutschland Untersuchungen auf den verschiedenen repräsentativen Netzentwicklungsszenarien und Netzmodellen angestrebt. Hierzu wird das vorgestellte Netzausbauplanungsverfahren für verschiedene Netzausbaustrategien auf diesen Netzmodellen angewendet. Die Untersuchungen der gesamten Systemstudie lassen sich dabei in volkwirtschaftliche und betriebswirtschaftliche Untersuchungen einteilen.

Die volkswirtschaftlichen Untersuchungen sollen dabei Aufschluss geben, bei welchen Netzentwicklungsszenarien, welche Maßnahmen des aktiven Netzbetriebs dabei einen signifikanten Einfluss auf die Netzausbaukosten haben. Die durchgeführten Untersuchungen werden dabei die Wirksamkeit der einzelnen Freiheitsgrade des aktiven Netzbetriebes beleuchten aber auch eine kombinierte Anwendung dieser netzbetrieblichen Maßnahmen bewerten. Darüber hinaus wird im Rahmen der Systemstudie des IAEW durch Sensitivitätsrechnungen untersucht, inwiefern durch den Einsatz nachfrageseitiger Flexibilität die Spitzenkappung von EE-Anlagen reduziert werden kann.

Neben diesen volkswirtschaftlichen Fragestellungen wird auch die betriebswirtschaftliche Sicht der Verteilnetzbetreiber im Rahmen der Systemstudie des IAEW berücksichtigt. Hierfür wird in einer ersten Untersuchung analysiert für welche Netzentwicklungsszenarien, welche Ausbaustrategie einen besonders hohen monetären Nutzen für den Verteilnetzbetreiber bei dem derzeit geltenden Regulierungsrahmen hat. Darauf aufbauend soll in einer weiteren Vergleichsrechnung gezeigt werden, wie sich die im Rahmen von enera vorgeschlagenen Änderungen des Regulierungsrahmens auf die Ausbauentscheidungen der Verteilnetzbetreiber auswirken.

Im Rahmen erster exemplarischer Untersuchungen werden für ein ländliches Mittelspannungsnetz, das 63 Niederspannungsnetze versorgt und das eine hohe installierte Leistung von EE-Anlagen aufweist, Netzausbaupläne ermittelt und bewertet. Die Untersuchungen umfassen drei Varianten bzw. Netzausbaustrategien, die sich hinsichtlich der verfügbaren Planungsmaßnahmen unterscheiden. Als Referenz wird der konventionelle Netzausbaubedarf innerhalb des Betrachtungszeitraums von zehn Jahren bestimmt (Variante Konven). Die weiteren Untersuchungen unterstellen einerseits eine Ausbringung und Stufung von rONT (Variante ront) und andererseits eine Anwendung der Spitzenkappung (Variante Spika).

Entsprechend Abbildung 3.1 lassen sich die Netzausbaukosten durch netzbetriebliche Maßnahmen reduzieren. Die Verwendung und Stufung von rONT reduzieren die Netzausbaukosten gegenüber einem konventionellen Netzausbau um 12 %. Unter Anwendung einer Spitzenkappung werden die Netzausbaukosten um 30 % reduziert. Die reduzierten Netzausbaukosten sind durch eine zeitliche Verschiebung oder Vermeidung innerhalb des Betrachtungsbereichs von konventionellem Netzausbau zu erklären.

Abbildung 3.1: Barwert der volkswirtschaftlichen Ausbaukosten

Für das untersuchte Netz ist demnach der Einsatz von Spitzenkappung volkwirtschaftlich betrachtet die günstigste Netzausbauvariante. Auch in der betriebswirtschaftlichen Bewertung (Abbildung 3.3) unter Berücksichtigung des Regulierungsrahmens weist diese Variante Vorteile auf, da sie sich im Effizienzvergleich gegenüber den anderen beiden Varianten (Konven. und ront) als effizient erweist und somit einen positiven monetären Nutzen für den VNB hat, während die Varianten Konven und ront für den VNB nicht vorteilhaft erscheinen. Unter der Annahme, dass jeder Plan zu 100 % effizient ist, ist jedoch die kapitalintensive Variante Konven vorteilhaft, da durch die höheren Kosten höhere Erlöse zugestanden und erzielt werden können. Der VNB muss daher abwägen, ob er Spitzenkappung einsetzt, um im Effizienzvergleich vorteilhafter berücksichtigt zu werden, oder ob er eher kapitalintensive Netzinvestitionsentscheidungen trifft, mit denen bei hoher Effizienz die Erlöse höher ausfallen.

Abbildung 3.2: Vorteilhaftigkeit der Varianten aus Sicht des gegenwärtigen Regulierungsrahmens

Im Rahmen der Systemstudie werden diese Untersuchungen für weitere MS- und NS-Netze, die sich strukturell unterscheiden, durchgeführt. Einerseits werden weitere Netzgebiete untersucht. Andererseits werden weitere netzdienliche Maßnahmen, wie ein Flexibilitätseinsatz von Verbrauchseinrichtungen, neben der Stufung von rONT und einer Anwendung der Spitzenkappung einzeln und in Kombination untersucht. Insgesamt stellt die Systemstudie des IAEWs somit ein umfassendes Bild bezüglich der Auswirkungen eines aktiven Verteilnetzbetriebs auf den Netzausbaubedarf in der deutschen MS- und NS-Ebene dar und ermöglicht eine Bewertung der Übertragbarkeit der enera Lösung auf Deutschland.

Literaturverzeichnis

Hammerschmidt, T. (2013): Entwicklung und Bewertung effizienter Netzkonzepte für Stromverteilnetze auf der Basis einer systematischen Analyse der Versorgungsaufgaben bis 2030, 10. Bd., 1. Aufl., Göttingen, Deutschland: Sierke