Bereitstellung von nachfrageseitiger Flexibilität bei vermehrter Einspeisung erneuerbarer Energien – Bedarf, Anreize und Potenziale
In Deutschland wurden mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz ambitionierte Ziele zum Ausbau der Erneuerbaren Energien ausgegeben. So soll der Anteil der Erneuerbaren an der Bruttostromerzeugung im Jahr 2020 35 Prozent, in 2030 50 Prozent, in 2040 65 Prozent und in 2050 80 Prozent betragen. Zeitgleich soll die Energieversorgung so günstig, sicher und nachhaltig wie möglich erfolgen.
Um die Versorgungssicherheit auch in den Zeiten zu gewährleisten, in denen die insbesondere dargebotsabhängigen Erneuerbaren Energien Wind und Photovoltaik nicht produzieren, bedarf es alternativer Flexibilitätsoptionen. Im Rahmen dieser Arbeit wird auf den möglichen Beitrag von regelbaren Lasten fokussiert.
In dem Zusammenhang findet zunächst eine Diskussion der Auswirkungen von Nachfrageflexibilität auf den Strommarkt in kurzer Frist und auf das langfristige Marktgleichgewicht statt, die die theoretische Basis für die spätere Markteinsatzsimulation darstellt. Die Bestimmung der Flexibilitätspotenziale und der Kosten für einen Einsatz erfolgt über eine empirische Analyse von ausgewählten energieintensiven Industriebranchen. Für das Betrachtungsjahr 2013 lassen sich – je nach Dauer einer Regelung – durchschnittlich Verbrauchsabschaltungen von bis zu 4,2 Gigawatt (GW) geplant durchführen. Demgegenüber stehen Zuschaltungen in Höhe von bis zu 0,8 GW. Ein zukünftiger Ausbau der Flexibilitätspotenziale auf bis zu 5,2 GW sei bei z. T. geringen Kosten möglich.
Im Rahmen der Markteinsatzsimulation wird geprüft, inwieweit die technisch verfügbare Flexibilität im Modell eingesetzt wird. Für das Modelljahr 2023 wird eine Abschaltleistung von bis zu 4,0 GW genutzt. Im Modelljahr 2033 sind es bis zu 4,5 GW. Es kann in dem Kontext nachgewiesen werden, dass durch den Einsatz von regelbaren Lasten konventionelle Erzeugungskapazitätenmit mehreren GW an installierter Leistung eingespart werden können.
In Germany, ambitious goals regarding the expansion of renewable energies were given by law. The share of renewables in gross electricity generation was set to be 35 percent in 2020, 50 percent in 2030, 65 percent in 2040 and 80 percent in 2050. At the same time, power supply is meant to be as cheap, secure and sustainable as possible.
There is a need of flexibility options to maintain security of suppy in times when especially fluctuating renewables such as wind and photovoltaics are not producing. This thesis focuses on the flexibility option of demand side management.
First, there is a discussion of effects of demand side management on the short-term electricity market and the long-term market equilibrium which is the theoretical basis for the subsequent market simulation. The analysis of flexibility potential and costs of usage is conducted with an empirical analysis of chosen energy-intensive industry branches. For 2013, the year under review, the average load reduction could be up to 4.2 GW. The average load increase could be up to 0.8 GW. A future expansion of flexibility potential up to 5.2 GW with partly low cost is possible.
With the use of the market simulation it can be proved whether technical flexibility is used within the model. For model year 2023 a load reduction of up to 4.0 GW is used. In model year 2033 it is up to 4.5 GW. In this context it is verified that the usage of demand side management leads to reduction of an installed capacity of conventional power plants of several GW.
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