I4RD-Industry4Redispatch
Ausgangssituation
Durch die Integration von fluktuierender erneuerbarer Erzeugung und die fortschreitende Integration der europäischen Strommärkte wächst der österreichische Bedarf nach Redispatch. Der Bedarf an Leistung für die Erbringung von Redispatch ist in Österreich in einzelnen Stunden sehr hoch (wie beispielsweise in etwa 4,5 GW im Jahr 2018). Herkömmlicherweise wird die Flexibilität von konventionellen Kraftwerken für die Bereitstellung von Redispatch genutzt. Daher sind die Produktausgestaltung sowie der regulatorische Rahmen für die Teilnahme von Industriekund:innen derzeit noch wenig geeignet. Gleichzeitig steht die produzierende Industrie vor Herausforderungen wie dem Erreichen von Energieeffizienzzielen sowie ihrer Anpassung an den sich verändernden Energiemarkt – Flexibilisierung ist eine mögliche Lösung.
Projektverlauf
Zu Beginn des Projektes wurden unterschiedliche Use-Cases erarbeitet, welche die Teilnahme von Industrie an Strommärkten und an der Bereitstellung von Flexibilitätsdienstleistungen für DSO und TSO unter der Berücksichtung des Zusammenspiels aller Stakeholder definieren. Im Anschluss wurden Anforderungen an ein mögliches Redispatchprodukt erhoben beziehungsweise definiert und verschiedene Anreize und Vergütungsmodelle zur Teilnahme der Industrie evaluiert. Außerdem wird ein Konzept zur Berechnung von freien Netzkapazitäten im Verteilnetz entwickelt, welches bei der Auswahl der Gebote zum Einsatz kommen soll, welche aktiviert werden können, ohne zu Problemen im Verteilnetz zu führen. Ein Energiemanagementsystem, welches zur Planung der Energieversorgung von verschiedenen Industriestandorten entwickelt wurde, wird im Rahmen des Projektes weiterentwickelt und auf die im Projekt definierten Anforderungen an das Redispatchgebot adaptiert. Dieses Energiemanagementsystem wird im weiteren Projektverlauf an verschiedenen Demo-Standorten implementiert, zur Validierung des Gesamtkonzepts ist ebenfalls die Umsetzung einer Redispatch-Plattform sowie allen damit verbundenen Prozessen geplant, um die Machbarkeit des Konzepts zu demonstrieren.
Meilensteine
- Projekt Website ist online
- Stakeholder Workshops wurden abgehalten
- Kurzfilm steht einem breiteren Publikum zur Verfügung
- Abschlussevent ist finalisiert
- Stakeholder needs and high-level use cases wurden definiert
- Redispatch Anforderungen wurden definiert
- Stakeholder Befragung zu Anreizen, Flexibilitätspotential und Geschäftsmodellen
- Analyse der Industrie-Demonstratoren abgeschlossen
- Betriebsoptimierung der Energieversorgung für den Industriestandort von MONDI abgeschlossen
- Controller für EDCS demonstratoren ist bereit zur Implementierung (Wiesbauer Wien, Wiesbauer Reidling, Fischer Markgrafneusiedl)
- Anforderungen für alle relevanten stakeholder wurden gesammelt und aufbereitet
- Initiale Spezifikation des Prozesses abgeschlossen
- Konzeptionelle Implementierung der Prozesse abgeschlossen
- Vorläufige Validierungsumgebung aufgesetzt
- Vorläufige Validierung des Prozesses abgeschlossen
- Spezifikationen und redispatch Module für die Implementierung verfügbar
- Implementierungsplan beschlossen
- Demonstratoren wurden für die Implementierung des EDCS vorbereitet
- Implementierung des EDCS abgeschlossen
- Validierung des EDCS abgeschlossen
- Methodologie der Kosten-Nutzen Analyse entwickelt
- Kosten-Nutzen Analyse finalisiert
- Simulation von zukünftigem Redispatch Bedarf abgeschlossen
- Szenarien für Skalierbarkeitsanalyse definiert
- Skalierbarkeits Framework für Simulationen implementiert und parametriert
- Auswirkungen von Redispatch Aktivierungen auf das Verteilnetz analysiert
- Techno-ökonomische Feasibility Analyse durchgeführt
- Controller für die Industrie-Demonstrationen implementiert/adjustiert
- Redispatch Modul implementiert
- Verteilnetzbetrieb wurde angepasst um redispatch aus dem Verteilnetz zur Verfügung stellen zu können
- Redispatch Modul und alle zugehörigen Prozesse wurden erfolgreich validiert
- Projektergebnisse von allen Entwicklungs- und Implementierungsschritten wurden gesammelt und aufbereitet
"Flexibilität kann dabei unterstützten Erneuerbare Energie zu integrieren. Um diese Flexibilität kosteneffizient und netzdienlich einsetzen zu können, bekommt die Interaktion zwischen TSO und DSOs eine immer größere Bedeutung."
- ZITAT Tara Esterl -
Ergebnisse
– Min. Gebotsgröße: 1MW; Maximale Gebotsgröße 400MW; Gebotsinkrement: 0,5MW
– Minimale Asset-Größe, ab welcher diese üblicherweise im Verteilnetz beobachtbar sind: 0,5 MW
– Aggregationslevel für Gebote: 110kV Verteilnetz
– Viertelstundengebote, können auch verlinkt sein (mit UND/ODER)
– Vorlauf-Nachholeffekte müssen berücksichtigt werden, um Verschiebungen des Engpasses zu vermeiden
– Fahrpläne müssen am Vortag gesendet werden, Redispatchgebote innerhalb von 5 Minuten voll aktiviert werden können und einen gewissen Rahmen einhalten (minimal 95% und maximal 115% des Gebots müssen erfüllt werden)
– Energiemanagementsystem ermittelt an DA-Spotmarktpreisen orientierten optimalen Fahrplan, darauf aufbauend werden Redispatchgebote gelegt. Als Input dienen unter anderem Redispatch „Abrufwahrscheinlichkeiten“, um die Zeitpunkte der möglichen Gebotslegung einzuschränken.
– Befragungen der DSOs zum Automatisierungsgrad in den Verteilnetzen als Basis für die TSO-DSO Interaktion
– Simulationsablauf definiert für die TSO-DSO Interaktion sowie erste Simulationen durchgeführt
Weitere Informationen:
Steckbrief
Projektnummer
887780
Koordinator
AIT Austrian Institute of Technology GmbH
Partner
Technische Universität Wien
APG Austrian Power Grid
evon GmbH
kleinkraft OG
Wiesbauer Holding AG
Fischer Brot GmbH
EVN AG
Netz Niederösterreich GmbH
Netz Oberösterreich GmbH
Netz Burgenland GmbH
Energienetze Steiermark GmbH
voestalpine Stahl GmbH
Mondi AG
Energie Kompass GmbH
Siemens AG
Schlagwörter
Flexibilisierung, Industrie, Engpassmanagement, DSO-TSO Koordination
Projektleitung
Tara Esterl, tara.esterl@ait.ac.at
Dauer
01/03/2021 - 28/02/2025
Budget
5,024,925€