Forscher der Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg wollen Vortagsprognosen zu Energieverbrauch und wetterabhängiger Einspeisung von erneuerbaren Energien für Regionen präziser machen. Ziel des Teams um Prof. Martin Wolter vom Lehrstuhl Elektrische Netze und Erneuerbare Energie ist es, die Prozesse für Netzbetreiber und Direktvermarkter planbarer zu machen, teilte die Universität mit.

Damit sollen durch Prognosefehler hervorgerufene netzsichernde Maßnahmen reduziert und Kosten für den Verbraucher signifikant gesenkt werden.

„Trotz modernster physikalischer Modelle wird es immer Abweichungen zwischen Vorhersage und realen Messwerten geben“, so Wolter. „Durch diese Fehlprognosen der Bedarfe einer Region und der dort zur Verfügung stehenden Sonnen- und Windenergie kommt es zu Unschärfen bei der Netzbetriebsplanung und der Vermarktung von Energiemengen, die zum Regelleistungseinsatz und zu Netzengpässen beitragen. Korrektive Maßnahmen zur Beseitigung dieser Netzengpässe kosteten 2017 laut Bundesnetzagentur ca. 1,4 Mrd. €. Diese Kosten werden über Netzentgelte und EEG-Umlage an die Verbraucher weitergegeben.“

„Was mache ich mit meiner EEG-Anlage nach dem Ende der Förderung?“ Diese Frage stellen sich bereits heute viele Betreiber von Stromerzeugern, die noch ein paar Jahre lang die Förderung aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz in Anspruch nehmen können. Doch was dann?Jetzt mehr erfahren:http://bit.ly/post-eeg-a

Gepostet von EUWID Neue Energie am Mittwoch, 7. November 2018

Abhängigkeit der Netzbetreiber von verlässlichen Prognosen zu Einspeisung und Verbrauch wächst

Vor allem für das Land Sachsen-Anhalt hätten die Ergebnisse des Forschungsprojekts eine große Bedeutung. Hier lag bereits im Jahr 2016 der Anteil der erneuerbaren Energien bei der Bruttostromerzeugung bei knapp 50 Prozent, bundesweit liegt der Wert bei etwa 30 Prozent. „Mit wachsendem Anteil an erneuerbaren Energien an der Gesamtstromerzeugung wächst auch die Abhängigkeit der Netzbetreiber von verlässlichen Prognosen zu Einspeisung und Verbrauch“, meint Wolter. Bisher nutzen Netzbetreiber meteorologische sowie netztechnische Daten von unterschiedlichen Anbietern mit voneinander abweichenden physikalischen Modellen, um die Einspeisung vorherzusagen.

Für die Bedarfsprognose gibt es derzeit noch keine verlässlichen regionalen Modelle. Die Wissenschaftler wollen die Prognosegenauigkeit einerseits dadurch verbessern, dass sie bestehende physikalische und mathematische Modelle optimiert miteinander kombinieren, um die größtmögliche Verlässlichkeit zu erzielen, und andererseits gänzliche neue, regionale Verbrauchsprognosemodelle entwickeln. Beide Verfahren münden in einer kombinierten Erzeugungs- und Verbrauchsprognose.

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Partner im Projekt ILEP sind Fraunhofer IFF, 50Hertz und Siemens

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Das Projekt Integrierte Last- und Erzeugungsprognosen (ILEP) wird vom Bundesministerium für Wirtschaft über drei Jahre mit knapp 500.000 € gefördert. Partner der Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik sind das Fraunhofer-Institut für Fabrikbetrieb und –automatisierung (IFF), der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz und der Technologiekonzern Siemens.

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