IEA ISGAN Annex 6: Ancillary services from distributed energy sources for a secure and affordable European system: main results from the SmartNet projects (2019)

In Europa steigt der Bedarf an Reserven, um mit der variablen Erzeugung, die durch einen stetig steigenden Anteil an erneuerbarer Energie entsteht, umzugehen. Die größte Herausforderung ist die Erweiterung der Netzdienstleistungen für Einrichtungen im Verteilnetz. Dabei handelt es sich um Services wir Frequenz- und Spannungsregelung sowie Engpassmanagement.

Diese Themen wurden innerhalb des europäischen Forschungsprojekts SmartNet untersucht, indem Interaktionsschemata von TSO und DSO verglichen wurden. Zusätzlich wurden verschiedene Echtzeit-Marktarchitekturen hinsichtlich des besten Kompromisses zwischen Kosten und Nutzen für das System analysiert.

Zusätzlich zu den Erfahrungen aus dem Projekt wurden Informationen über den Status quo der Beschaffung von Netzdienstleistungen in ausgewählten Ländern analysiert. Dazu wurde ein Fragebogen mit folgenden Fragen ausgeschickt:

• Welche Netzdienstleistungen werden in ihrem Land angeboten? (Spannungsregulierung, Frequenzregulierung, Inertia, Unterstützung der Netzqualität...)
• Wodurch warden diese Services zur Verfügung gestellt? (Erzeuger und/oder Lasten)
• Modalitäten zur Sammlung von Netzdienstleistungen (über Märkte, Versträge, obligatorische unbezahlte Dienstleistungen...)
• Sind in der Verteilung befindliche Erzeuger und/oder Lasten zur Erbringung von Systemdienstleistungen zugelassen? Wenn ja, wie wird die Interaktion zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber durchgeführt?
• Gibt es Pläne der nationalen Regulierungsbehörde, das Demand Side Management zu aktivieren oder Inputs von Erzeugern, die an das Verteilnetz angeschlossen sind, in Zukunft zu sammeln? Welcher Zeitrahmen? Sind bereits Pilotprojekte aktiv?

Antworten wurden von den folgenden Ländern erhalten: Österreich, Belgien, Frankreich, Schweden, Kanada und Südafrika.

Um die Leistung von unterschiedlichen Interaktionsschemata zu vergleichen, wurde eine Simulationsplattform entwickelt, in der T&D-Netzwerke und Märkte für Netzdienstleistungen eingehend modelliert werden können. Zusätzlich können sehr detaillierte Datensätze von Generatoren und Lasten implementiert werden. Es wurden Simulationen zu mittelfristigen Szenarien (Zeithorizont 2030) für Spanien, Dänemark und Italien durchgeführt, um das beste TSO-DSO-Koordinationsschema für jedes Land zu ermitteln. Dieselbe Plattform wird auch in einem Labor implementiert, um reale Netzausrüstungen auf den entwickelten Simulationsszenarien zu testen (Hardware-in-the-Loop). Die TSO-DSO-Koordinierungsschemata wurden anhand einer Kosten-Nutzen-Analyse mit den folgenden Indikatoren verglichen:

• Kosten der manuellen Frequenzwiederherstellungsreserve, die auf dem Markt für Netzdienstleistungen für Ausgleichs- und Engpassmanagement erworben wurde;
• Kosten der automatischen Frequenzwiederherstellungsreserve zur Bewältigung des verbleibenden Systemungleichgewichts, das durch die manuelle  Frequenzwiederherstellungsreserve aufgrund einer vereinfachten Systemdarstellung, von Prognosefehlern und Netzverlusten nicht gelöst wurde;
• unerwünschte Maßnahmen (z. B. Lastabwurf), die im Falle eines nach der Bereinigung des Netzdienstleistungs-Marktes noch ungelösten oder unvorhergesehenen Engpasses aktiviert werden. Dadurch entsteht ein weiteres Ungleichgewicht, das durch automatische Frequenzwiederherstellungsreserve gelöst wird. Diese Maßnahmen werden als "Notfall"-Maßnahmen vorgestellt und sollen zum Marktgebotspreis der manuelle n Frequenzwiederherstellungsreserve bezahlt werden.
• Kosten für den ICT-Einsatz.

Die letzten beiden Indikatoren erwiesen sich als wesentlich geringer als die ersten beiden. Daher kann der Vergleich zwischen den verschiedenen Koordinierungsschemata in den meisten Fällen allein unter Berücksichtigung der manuelle Frequenzwiederherstellungsreserve - und der Kosten für die automatische Frequenzwiederherstellungsreserve - durchgeführt werden. Zusätzlich ist die Gesamtmenge der CO2-Emissionen ein nicht monetarisierter Überwachungsfaktor.

Insgesamt wurden fünf Interaktionsschemata untersucht, die unterschiedliche Ansätze (zentralisiert oder dezentralisiert) und unterschiedliche Rollen von Netzbetreibern (DSO und TSO) hatten.