Verbundvorhaben: VERMEER: Versorgungsicherheit in Deutschland und Mitteleuropa während Extremwetter-Ereignissen - Der Beitrag des transnationalen Stromhandels bei hohen Anteilen Erneuerbarer Energien,TV: Europäische Strommarktkopplung unter Berücksichtigung dynamischer NTCs und Analyse von Extremwetterereignisse
Zeitraum
2019-11-01 – 2023-01-31
Bewilligte Summe
654.217,92 EUR
Ausführende Stelle
Förderkennzeichen
03EI1010A
Leistungsplansystematik
Querschnittsaufgaben - Systemanalyse [EA3310]
Verbundvorhaben
Zuwendungsgeber
Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK.IIB4)
Projektträger
Forschungszentrum Jülich GmbH (PT-J.ESI1)
Förderprogramm
Energie
Das Ziel des vorgeschlagenen Forschungsvorhabens ist die Bewertung der Versorgungssicherheit der Stromversorgung in Deutschland in Extremwettersituationen unter Berücksichtigung der Potenziale eines innereuropäischen Ausgleichs. Hierfür werden mehrere spezialisierte Modelle weiterentwickelt und gekoppelt. Das Energiedaten-Modell REMix-Endat generiert räumlich und zeitlich hochaufgelöste Zeitreihen von Einspeisepotenzialen für unterschiedliche technologiespezifische Anlagenleistungen für erneuerbare Energien in Deutschland und benachbarte Länder auf der Basis historischer und synthetischer Wetterjahre, die auch Effekte des Klimawandels abbilden. Auf dieser Grundlage werden vom Projektpartner mit dem Optimierungsmodell HighResO berechnete Szenarien an das Strommarktmodell AMIRIS übergeben. Auf der Basis der Szenarien zu den Kraftwerkskapazitäten sowie der Einspeisepotenziale aus EnDAT ermittelt AM IRIS einen markt- und handelsgetriebenen grenzüberschreitenden Kraftwerksdispatch. Dazu wird ein innerhalb von AMIRIS ein Optimierungsmodell entwickelt, welches die Erzeugungsmengen und -preise der europäischen Kraftwerke sowie die grenzüberschreitenden Netztransferkapazitäten (NTC) berücksichtigt. Für diese werden zunächst in einem ersten Schritt der Berechnung Standardwerte angewendet. Unter Betrachtung der witterungsabhängigen thermischen Stromtragfähigkeit von Leitungen sowie des in AM IRIS festgelegten Kraftwerkseinsatzes identifiziert das Netzmodell TANGO des Projektpartners dynamische NTCs, die eine realistischere Berücksichtigung der Netzauslastungen erlauben. Diese werden dem Strommarktmodell AMIRIS erneut übergeben, welches die marktgetriebenen Einspeisezeitreihen pro Kraftwerk aktualisiert. Eine finale Lastflussoptimierung berechnet den resultierenden, notwendigen Redispatch sowie eine möglicherweise zusätzliche Abregelung von Erneuerbaren.
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