Berücksichtigung dezentraler Flexibilitätspotenziale in der Simulation von Strommärkten

  • Consideration of decentralized flexibility potential in the simulation of electricity markets

Fehler, Alexander; Moser, Albert (Thesis advisor); Vennegeerts, Hendrik (Thesis advisor)

1. Auflage. - Aachen : printproduction M. Wolff GmbH (2021)
Buch, Doktorarbeit

In: Aachener Beiträge zur Energieversorgung 207
Seite(n)/Artikel-Nr.: ix, 143 Seiten : Illustrationen, Diagramme

Dissertation, RWTH Aachen University, 2021

Kurzfassung

Der fortschreitende Zubau regenerativer Erzeugungsanlagen in Verbindung mit der Elektrifizierung im Verkehrs- und Wärmesektor begründet einen steigenden Flexibilitätsbedarf im Stromsystem, um die Versorgung der Endkunden mit elektrischer Energie jederzeit zu gewährleisten. Während die Bereitstellung von Flexibilität bislang durch thermische und hydraulische Großkraftwerke erfolgte, wird für diese zentralen Flexibilitätsoptionen eine rückläufige Entwicklung in Zukunft erwartet. Gleichzeitig wird eine steigende Durchdringung der Verteilnetzebene mit dezentralen steuerbaren Anlagen auf Erzeugungs- und Nachfrageseite beobachtet. Vor diesem Hintergrund wird die aktive Nutzung dezentraler Flexibilität vermehrt diskutiert. Um die Wirkung dezentraler Flexibilitätsoptionen auf das Stromsystem zu quantifizieren, werden Strommarktsimulationen angewendet, welche die Interaktionen zwischen Erzeugern und Verbrauchern im Strommarkt nachbilden. Herkömmliche Ansätze fokussieren häufig die detaillierte Abbildung zentraler Flexibilitätsoptionen, während dezentrale Flexibilitätsoptionen in nur aggregierter Form berücksichtigt werden. Damit stellt sich die Frage, inwieweit eine anlagenscharfe Betrachtung der dezentralen Flexibilitätsoptionen zu einer besseren Modellierung führt. Ziel der Arbeit ist es daher, ein Strommarktsimulationsverfahren zu entwickeln, welches die dezentralen Flexibilitätsoptionen anlagenscharf abbildet und die Wechselwirkungen mit dem zentralen Erzeugungssystem geeignet berücksichtigt. Zu diesem Zweck wird der herkömmliche Aggregationsansatz mit einer nachgelagerten Disaggregation kombiniert. Dabei wird ein aggregiertes Marktergebnis auf eine Vielzahl dezentraler Anlagen aufgeteilt, sodass anlagenscharfe technische Restriktionen eingehalten werden können. Durch den Vergleich einer anlagenscharfen und aggregierten Modellierung wird gezeigt, dass die aggregierte Betrachtung zu einer Überschätzung des dezentralen Flexibilitätspotenzials in Höhe von rund 2-5 % führt. Dabei ist ihr Einfluss auf die jährlichen Stromerzeugungskosten und Energiemengen moderat. Als ein Mehrwert der anlagenscharfen Abbildung erweist sich die Ermittlung der Interaktionen zwischen den verschiedenen dezentralen Flexibilitätsoptionen. Abschließend wird das entwickelte Verfahren exemplarisch auf ein Zukunftsszenario 2035 angewendet, um die Wirkung einer flexiblen und unflexiblen Betriebsweise dezentraler Flexibilitätsoptionen auf die Strommärkte zu quantifizieren. Die Ergebnisse zeigen, dass insbesondere die Flexibilisierung von Elektrofahrzeugen und Photovoltaik-Heimspeichern die größte Wirkung auf die Strommärkte entfaltet.

Identifikationsnummern

  • ISBN: 3-9822584-4-8
  • ISBN: 978-3-9822584-4-7
  • RWTH PUBLICATIONS: RWTH-2021-05212