Zukunft mit Wasserstoff: (Effekte der) Integration von Wasserstoff in das europäische Stromsystem - Magda Mirescu - IEWT 2021
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Zukunft mit Wasserstoff: (Effekte der) Integration von Wasserstoff in das europäische Stromsystem – Magda Mirescu © Austrian Power Grid Österreich braucht Strom.
APG sorgt für Österreichs
Stromsicherheit
Zukunftsfitte Stromnetzsteuerung
Stromübertragungs- &
Infrastruktur Systemverantwortung
Wir planen, bauen und Wir sind verantwortlich für den
optimieren das österreichweite sicheren Strombetrieb
Übertragungsnetz der Zukunft Österreichs (24/7, 365 Tage)
Übertragungsnetz als
Basis für die Marktermöglicher
Energiezukunft
Wir gestalten die Systeme für
Wir integrieren mit dem den europäischen Strommarkt
Übertragungsnetz die (z.B. Handel, Import/Export) mit
erneuerbaren Energien: die
effektivste Flexibilitätsoption
© Austrian Power Grid Ort, Datum 2
Einleitung (1)
ENTSO-E und TYNDP
o ENTSO-E: European Network for Transmission System Operators for Electricity
• Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber für Strom.
• Übertragungsnetzbetreiber sind Pflichtmitglieder.
o Innerhalb ENTSO-E werden mehrere Projekte auf europäischer Ebene geführt (z.Bsp.: BZR, TYNDP, usw.)
o TYNDP: Ten Year Network Development Plan
• Weiterentwicklung des Höchstspannungsstromnetzes in den nächsten 10 bis 20 Jahren;
• 2-jähriger Prozess: z. Bsp. 2018 für 2020, 2020 für 2022;
• Jede 2-jährige Runde hat einen anderen Fokus, der sich an den gegenwärtigen Erwartungen orientiert;
• Mehr als 200 ExpertInnen aus ganz Europa beteiligt;
• Beurteilung von 2 Arten von Projekten via CBA: Storage und Transmission Projects.
Links: https://www.entsoe.eu/ | https://tyndp.entsoe.eu/about-the-tyndp | TYNDP 2020 Project Collection (tyndp2020-project-platform.azurewebsites.net)
© Austrian Power Grid 08.09.2021 3
Einleitung (2)
TYNDP 2022 – National Trends 2040 (NT 2040)
o National Trends:
• Szenario im Einklang mit nationalen
Energie- und Klimapolitiken
(NECPs), langfristigen nationalen
Strategien & Wasserstoffstrategien;
• Strom- und Gasdatensätze stammen
von einzelnen TSOs und
berücksichtigen die aktuellsten
Richtlinien & Marktentwicklungen
pro Land;
o 2 sog. Top-Down-Szenarien (Distributed Energy & Global Ambition);
• „full energy scenarios“ (alle Sektoren, alle Energieträger) zur Beurteilung der Klimaziele.
Links: https://2022.entsos-tyndp-scenarios.eu/wp-content/uploads/2021/04/entsog_entso-e_TYNDP2022_Joint_Scenarios_Final_Storyline_Report_210421.pdf
© Austrian Power Grid 08.09.2021 4Methode (1)
Status Quo: APG-Strommarktmodell für TYNDP
• Modellentwicklung: in-house (Eigenentwicklung)
• Bedienbarkeit: über (Varied Market-Models Operating System)
• Eingesetzte Methode: Mixed Integer Linear Programming (MILP)
• Verwendete Software: General Algebraic Modeling System (GAMS)
• Zielfunktion: Minimierung der gesamten variablen Kosten
• Auflösung:
• Geographische Reichweite: 66 europäische Marktgebiete
AL00, AT00, BA00, BE00, BG00, CH00, CY00, CZ00, DE00, DEKF, DKE1, DKKF, DKW1, DZ00, EE00, ES00, FI00, DR15, GR00, GR03,
HR00, HU00, IE00, IL00, IS00, ITCN, ITCN, ITN1, ITS1, ITSA, ITSI, LT00, LUB1, LUF1, LUG1, LUV1, LV00, MA00, MD00, ME00,
MK00, MT00, NL00, NOM1, NON1, NOS0, PL00, PT00, RO00, RS00, SE01, SE02, SE03, SE04, SI00, SK00, TN00, TR00, UA01,
UA02, UK00, UKNI, ITCO, PLE0, PLI0
© Austrian Power Grid 08.09.2021 5Methode (2)
Kurz-Info: Modellinputs und -outputs
Inputs Outputs
• Stammdaten: • Strompreis:
Kraftwerksdaten Pro Marktgebiet
Netzdaten stündlich
• Zeitreihen: • Optimaler lastdeckender
Lastdaten Kraftwerkseinsatz:
Brennstoffpreise
Erzeugung RES (Wind, PV, RoR) Erzeugungszeitreihen pro KW
Zufluss Pumpzeitreihen pro PS-KW
Speicherinhalt
Handelseinschränkungen Grenzen • Optimale Grenzflüsse
via NTC
© Austrian Power Grid 08.09.2021Methode (2)
H2-Konfiguration 1 – CH4-Bereitstellung aus H2
o Vorhandensein je eines H2-Knotens pro Marktgebiet;
o Nachfrage nach CH4 kann durch umgewandeltes H2 gedeckt werden (bei diesem Prozess entstehen Verluste);
o Deckung der fix vorgegebenen CH4 -Nachfrage durch:
• Den Output der P2G-Anlagen durch Bezug von Strom aus dem Stromnetz;
• Den Output der P2G-Anlagen durch Bezug von Strom aus lokalen DRES (fixe Erzeugungszeitreihen);
• Erzeugung und Umwandlung von H2 zu CH4 nur bis einem fixen Preis, dem sog. Cut-off-Preis;
o Erhöhung der Stromnachfrage durch den zusätzlichen Bedarf an Strom durch die Elektrolyseure, die am
Stromnetz hängen;
Erweiterung des bestehenden Status-Quo-Strommarktmodells um zusätzliche Variablen und Nebenbedingungen
© Austrian Power Grid 08.09.2021 7Methode (3)
H2-Konfiguration 2 – Stahlspeicher für H2
o Vorhandensein je eines H2-Knotens pro Marktgebiet;
o Möglichkeit zur Speicherung von H2 in Stahlbehältern (max je 1/Marktgebiet) mit:
• Vorgegebenem Volumen;
• Vorgegebenen Einspeise- und Entnahmegrenzen;
o Modellierung der Stahlbehälter ähnlich wie die Pumpspeichermodellierung;
o Deckung der fix vorgegebenen Nachfrage nach H2 durch:
• Den Output von P2G-Anlagen, die Strom vom TSO-Knoten beziehen;
• Den Bezug vom Speicher;
Passende Integration im Status-Quo-Modell
© Austrian Power Grid 08.09.2021 8Methode (4)
H2-Konfiguration 3 – CH4-Dampfreformierung
o Je ein H2-Knoten pro Marktgebiet;
o Existenz von P2G- und SMR-Anlagen pro Marktgebiet;
o Einsatz der SMR-Anlagen ab einem von Experten bestimmten sog. Cut-In-Preis:
• Strompreis < SMR-Cut-In-Preis → Deckung der H2-Nachfrage durch Elektrolyseur;
• Strompreis > SMR-Cut-In-Preis → Deckung der H2-Nachfrage durch Dampfreformierer;
o Deckung der fix vorgegebenen H2-Nachfrage durch:
• Den Output der am TSO-Knoten angehängten P2G-Anlage;
• Die Produktion der SMR-Anlage;
Passende Integration im Status-Quo-Modell
© Austrian Power Grid 08.09.2021 9Methode (5)
H2-Konfiguration 4 – H2-Markt
o Je ein H2-Knoten pro Marktgebiet;
o Möglichkeit zur Speicherung in sog. Salzkavernen mit fix vorgegebenen:
• Speichervolumen pro Marktgebiet;
• Einspeise- und Entnahmeschranken;
o Berücksichtigung von Importen aus Ländern außerhalb Europas durch zusätzlich angenommene Existenz von H2-
Mengen in gewissen TYNDP-Marktgebieten;
o Deckung der H2-Nachfrage durch:
• Output der P2G-Anlagen, die am TSO-Knoten hängen;
• Output der P2G-Anlagen, die lokal Strom aus DRES beziehen;
• Die Produktion der SMR-Anlage;
• Den Bezug vom Speicher;
• Importe aus benachbarten Ländern;
© Austrian Power Grid 08.09.2021 10Methode (6) H2-Konfiguration alle © Austrian Power Grid 08.09.2021 11
Ergebnisse (1)
Gesamtsystemkostenänderungen relativ zum Status Quo
Erste Ergebnisse repräsentativ für Kalenderwoche 13 (24. – 30.03.) aus dem Jahr 2040
Gesamtsystemkostenänderung pro Stunde
6.000.000
Gesamtkostenänderung [EUR]
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93 97 101105109113117121125129133137141145149153157161165
Zeit [h]
CH4 aus H2 Stahlspeicher Dampfreformierung H2-Markt Alle
© Austrian Power Grid 08.09.2021 12Änderung [EUR/MWh] Änderung [EUR/MWh]
-20
0
20
40
60
-20
0
20
40
60
80
100
120
1 1
8 8
15 15
22
H2-Markt
22
CH4 aus H2
29 29
© Austrian Power Grid
36 36
43 43
50 50
57 57
64 64
Alle
71 71
CZ
78 78
85
Stahlspeicher
85
Zeit [h]
Zeit [h]
92 92
Ergebnisse (2)
99 99
106 106
AT-Strompreisänderung
113 113
120 120
127 127
134 134
141 141
148 148
Dampfreformierung
155 155
162 162
08.09.2021
Änderung [EUR/MWh] Änderung [EUR/MWh]
0
20
40
60
80
0
20
40
60
100
80
-20
1 1
8 8
15 15
22 22
29 29
Strompreisänderungen relativ zum Status Quo
36 36
43 43
50 50
57 57
64 64
71 71
DE
78
ITN
78
85 85
Zeit [h]
Zeit [h]
92 92
99 99
106 106
113 113
120 120
127 127
134 134
141 141
148 148
155 155
162
13
162Zus. Nachfrage [MW] Zus. Nachfrage [MW]
0
200
400
600
800
0
500
1000
1500
2500
2000
1
1
8
8
15
15
H2-Markt
22
22
CH4 aus H2
29
© Austrian Power Grid
29
36
36
43
43
50
50
57
57
64
Alle
64
71 71
AT
CZ
78 78
85
Stahlspeicher
85
Zeit [h]
92
Zeit [h]
92
99
Ergebnisse (3)
99
106 106
113 113
120 120
127 127
134 134
Zusätzliche Stromnachfrage
141 141
148 148
Dampfreformation
155 155
162 162
Zus. Nachfrage [MW] Zus. Nachfrage [MW]
08.09.2021
1000
2000
3000
4000
5000
0
0
5000
10000
15000
20000
25000
1 1
8 8
15 15
22 22
29 29
36 36
43
43
50
50
57
57
64
64
71
DE
71
ITN
78
78
85
85
Zeit [h]
92
Zeit [h]
92
99
99
106
106
113
113
120
120
127
127
134
134
141
141
148
148
155
155
162
162
14Schlussfolgerungen
Allgemein (Ergebnisse für Beispielwoche im März 2040)
o Gesamtsystemkostenerhöhung in AT relativ zum Status Quo:
• Durchschnitt (MEUR/h): 0.19 (CH4 aus H2), 0.58 (Stahlspeicher), 0.10 (Dampfreformation), 2.25 (H2-Markt),
3.32 (Alle)
• Wochensumme (MEUR): 32.22 (CH4 aus H2), 97.44 (Stahlspeicher), 17.25 (Dampfreformation), 379.16 H2-
Markt), 559.28 (Alle)
o Strompreiserhöhung in AT relativ zum Status Quo:
• Durchschnitt (EUR/MWh): 1.27 (CH4 aus H2), 11.63 (Stahlspeicher), 1.23 (Dampfreformation), 21.25 (H2-
Markt), 48.49 (Alle)
o Zusätzliche Stromnachfrage in AT relativ zum Status Quo:
• Durchschnitt (MWh): 436.54 (CH4 aus H2), 656.33 (Stahlspeicher), 328.16 (Dampfreformation), 1148.58 (H2-
Markt), 1230.92 (Alle)
• Wochensumme (GWh): 73.34 (CH4 aus H2), 110.26 (Stahlspeicher), 55.13 (Dampfreformation), 192.96 (H2-
Markt), 206.79 (Alle)
© Austrian Power Grid 08.09.2021 15Weitere Schritte
o Integration der 5 unterschiedlichen Modellvarianten in
o Lieferung von Berechnungsergebnissen für alle Konfigurationen für das gesamte Jahr 2040;
o Durchführung von Sensitivitätsanalysen:
• Variation des SMR-Cut-In-Preises;
• Variation des CH4-Cut-Off-Preises;
• Potentialerweiterungen der Salzkavernen;
• Erhöhung der vorhandenen Importen aus Ländern außerhalb der TYNDP-Länder;
o Eventuell Änderungen / Anpassungen in der Modellierung falls:
• Neue Vorgaben von TYNDP kommen werden;
• Sich unplausible Ergebnisse ergeben.
© Austrian Power Grid 08.09.2021 16Dipl.-Ing. Dr. techn. Magda Mirescu, B.Sc . Abteilung für Marktmanagement E-Mail: magda.mirescu@apg.at Handy:+43 664 883 42 951 Telefon: + 43 50 320 56195 Danke für die Aufmerksamkeit! © Austrian Power Grid Österreich braucht Strom.
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