Im vorliegenden 4. Buchband der Reihe „Werden und Wachsen Handel und Wandel in
Stolbergs Mitte“ wird die Entwicklung des Stolberger Gemeinwesens vom 19. bis ins
21. Jahrhundert dargestellt. Die kommunale Weiterentwicklung von der Jülichschen Unterherrschaft bis zur Stadt in der Städteregion Aachen zeigt die stetigen Veränderungen im
jeweiligen politischen Rahmen auf.
Dabei werden die gesellschaftlichen, sozialen und administrativen Verhältnisse und ihre
Auswirkungen auf die Bürgerinnen und Bürger berücksichtigt.
Die schlimmen Zeiten der Willkürherrschaft des NS-Regimes und die Kriegsereignisse
1944/45 werden mit bisher unveröffentlichten Tagebuchaufzeichnungen und Berichten
hautnah beschrieben. Dabei geht es nicht nur um die Geschichte der Region sondern um das
Leid, den Überlebenswillen und den Aufbauwillen der Menschen.
So wird auch die Organisation der öffentlichen Verwaltung der Stadt Stolberg mit ihren
Bürgermeistern sowie deren Aufgaben und Herausforderungen beleuchtet.
Wir, der Stolberger Heimat- und Geschichtsverein, sind froh und dankbar die Autoren
A. Katharina und Helmut Schreiber in unseren Reihen zu haben. Ihre ehrenamtliche Tätigkeit
ist hoch anzuerkennen und wir danken ihnen dafür ganz herzlich.
Dank sagen möchten wir allen Damen und Herren, die sich seit Jahren ehrenamtlich für den
Geschichtsverein einsetzen, das gilt besonders für die Damen, die wöchentlich im Archiv des
Vereins arbeiten. Dank ihrer Bemühungen konnten zahlreiche Bild- und Textdokumente im
vorliegenden Buch verwandt werden.
Unser Dank gilt auch den Sponsoren dieses Buches, dem Landschaftsverband Rheinland,
Institut für Landeskunde und Regionalgeschichte in Bonn, und der Kulturstiftung der
Sparkasse Aachen für ihre finanzielle Unterstützung.
Aufgelockert durch eine große Anzahl von historischen Bildern wird die geschichtliche
Darstellung anschaulich und verständlich.
Wir wünschen den jungen und älteren Interessierten viel Freude beim Lesen des Buches und
Betrachten der Bilder zur Vertiefung ihrer Geschichtskenntnisse unserer Stadt Stolberg.
Aktualisiert: 2020-12-10
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Der durch das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien geförderte Zubau
von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) in Deutschland führte in den letzten Jahren zu steigenden Engpässen im Übertragungsnetz.
Wachsende Kosten des Engpassmanagements ließen dabei zunehmend politische
Diskussionen aufkommen, die Standortwahl der Windenergie- oder Photovoltaikanlagen regulatorisch mit dem Ziel zu steuern, den Zubau mit dem Ausbau der Transportkapazität des Übertragungsnetzes zu synchronisieren. Dabei wird eine Reihe
unterschiedlicher regulatorischer Instrumente debattiert. Ungeklärt ist die Frage,
welche Instrumente gesamtwirtschaftlich einen Mehrwert bieten, da die Verschiebung der Standorte zwar eine Kostensenkung im Engpassmanagement, aber auch
eine Kostensteigerung in der Stromerzeugung bedeuten kann, wenn netzengpassbedingt Standorte geringeren Stromertrags genutzt werden müssen.
Ziel dieser Arbeit ist es daher, den gesamtwirtschaftlichen Mehrwert regulatorischer
Instrumente zur Synchronisierung des Ausbaus von Windenergie- und Photovoltaikanlagen mit dem Ausbau des deutschen Übertragungsnetzes hinsichtlich ihrer
gesamtwirtschaftlichen Wirkung auf Erzeugungssystem und Netzbetrieb zu bewerten.
Zur Beantwortung dieser Frage wird ein Modell entwickelt und ein Verfahren implementiert, welches die regionale Verteilung von Windenergie- sowie Dach- und Freifl ächen-Photovoltaikanlagen unter Berücksichtigung relevanter Treiber nachbilden
und unterschiedliche regulatorische Instrumente berücksichtigen kann. Zu diesen
relevanten Treibern zählen die Wirtschaftlichkeit, die Flächeneignung und gesellschaftliche Vorbehalte, welche gemeinsam mit regulatorischen Steuerungsinstrumenten eine Differenzierung zwischen den unterschiedlichen Standorten bewirken
und berücksichtigt werden müssen. Auf Basis der ermittelten räumlichen Verteilung
zukünftiger EE-Anlagen können die Änderung der Stromerzeugungskosten sowie
die Kosten von Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen mit Hilfe von
Markt- und Netzbetriebssimulationen abgeleitet werden.
In exemplarischen Untersuchungen erfolgt zunächst für das entwickelte Modell eine
Parameterschätzung zur realitätsnahen Nachbildung der relevanten Treiber. Es zeigt
sich, dass durch eine geeignete Parameterwahl eine gute Übereinstimmung mit dem
historischen Bestand erreicht werden kann. Bestehende regulatorische Ansätze –
die Mengensteuerung des Gesamtzubaus und das Referenzertragsmodell – sind
dabei berücksichtigt. Anschließend erfolgt die Bewertung zusätzlicher Steuerungsinstrumente für Windenergieanlagen an Land im Betrachtungsjahr 2025. Ergebnisse
sechs exemplarischer Varianten von Instrumenten zeigen Reduktionen, aber keine
Verhinderung, der Übertragungsnetzengpässe. Kosteneinsparungen beim Engpassmanagement stehen aber Mehrkosten im Erzeugungssystem gegenüber, wodurch
gesamtwirtschaftlich variantenabhängig durch diese zusätzliche Steuerung ein geringfügig positiver oder negativer Mehrwert erreicht wird. Eine gewisse Überschreitung der Transportfähigkeit des Übertragungsnetzes durch die Standortwahl der
EE-Anlagen zeigt sich durchaus als volkwirtschaftlich effizient
Aktualisiert: 2021-01-14
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Der voranschreitende Ausbau von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien sowie die weitere Integration des europäischen Strommarktes führen zu einem wachsenden Transporterfordernis im Übertragungsnetz. Dieses Transporterfordernis kann oftmals nicht erfüllt werden, sodass Engpassbehebungsmaßnahmen zur Gewährleistung der Netzsicherheit erforderlich werden. Grundlage für die Bestimmung dieser Engpassbehebungsmaßnahmen ist das deterministische (n-1)-Kriterium, dessen Erfüllung für die Einhaltung einer ausreichenden Netzsicherheit als erforderlich erachtet wird. Die Engpassbehebungsmaßnahmen werden mit einem Vorlauf von einem Tag sowie wenigen Stunden auf Basis prognostizierter Engpässe bestimmt. Die Prognose der Engpässe unterliegt aber Unsicherheiten. Zu diesen zählen die unsichere Verfügbarkeit von Netzbetriebsmitteln wie auch Prognosefehler in der Einspeisung aus Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien. Grundsätzlich sind zwei Ansätze denkbar diese Unsicherheiten in der deterministischen Bestimmung der Engpassbehebungsmaßnahmen zu berücksichtigen. Eine Möglichkeit ist die Verwendung von Sicherheitsmargen auf die zulässigen Grenzwerte der Ströme über Leitungen und Transformatoren, eine andere Möglichkeit ist die Berücksichtigung von Mehrfachausfällen mit einer erhöhten Wahrscheinlichkeit für Störungskaskaden innerhalb des (n-1)-Kriteriums. Auch die Europäische Kommission hat diese Herausforderungen erkannt. Sie fordert die Entwicklung eines Verfahrens zur Risikobewertung der Netzsicherheit und der Auswahl von relevanten Mehrfachausfällen unter Berücksichtigung von Unsicherheiten. Das Ziel dieser Forschungsarbeit ist daher ein Berechnungsverfahren, das Sicherheitsmargen und relevante Mehrfachausfälle sachgerecht bestimmen kann. Kern des Verfahrens ist eine analytische Bestimmung des probabilistischen Leistungsfl usses auf Basis der Faltung von Verteilungsfunktionen der Netznutzung. Die bestehenden stochastischen Abhängigkeiten in den Prognosefehlern sind zu Korrelationsgrupppen zusammengefasst, die untereinander stochastisch unabhängig sind, sodass der Faltungsansatz mit seinen geringen Rechenzeiten nutzbar wird. Dieses probabilistische Lastfl ussmodell fi ndet sowohl Eingang in die schnelle stochastische Störungskaskadensimulation zur Identifi kation und Bewertung von Mehrfachausfällen als auch in die stochastische Bestimmung von Sicherheitsmargen. Das entwickelte Verfahren wird exemplarisch auf das Engpassmanagement im historischen Jahr 2017 sowie das zukünftige Jahr 2023 angewendet. Die Ergebnisse zeigen ein wachsendes Risiko für den Eintritt von Störungskaskaden nach Mehrfachausfällen. Die probabilistischen Auswertungen zu Mehrfachausfällen weisen auf eine erforderliche Anpassung der zu berücksichtigten Mehrfachausfälle je Untersuchungsjahr hin, eine untertägige Anpassung hat sich nicht als erforderlich erwiesen. Auch die Berücksichtigung einer Sicherheitsmarge in der Bestimmung der Engpassbehebungsmaßnahmen kann das Risiko einer kritischen Störungsauswirkung nach Mehrfachausfällen reduzieren. Hierbei sind jedoch mitunter Anfahrten teurer Kraftwerke aufgrund entsprechender Vorlaufzeiten notwendig.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Durch technologische Fortschritte im Bereich der Leistungselektronik sind heutzutage die Schlüsselkomponenten für Netze auf Basis von Gleichstromtechnologie vorhanden, sodass eine Realisierung dieser Netze technisch möglich ist. Eine Leistungsfl usssteuerung durch steuerbare Umrichter bietet dabei eine netzseitige Flexibilität. Zukünftig ist zu erwarten, dass sich die Versorgungsaufgabe in der Mittelspannung (MS) weiterhin verändern wird, sodass bestehende Strukturen zu überdenken und veränderte MS-Netzstrukturen naheliegend sind. MS-Netze haben zudem große Auswirkungen auf die Versorgungszuverlässigkeit von Letztverbrauchern. Netze auf Basis von Gleichstromtechnologie sind vor diesem Hintergrund in besonderem Maße für die MS-Ebene von Interesse. Es ergibt sich folglich die Frage nach einer strukturellen Ausgestaltung von MS-Netzen auf Basis von Gleichstromtechnologie. Dabei sind als wesentliche Strukturmerkmale die Trassenbelegung, Betriebsmittelwahl bei Leitungen, Transformatoren und Umrichtern, Nennspannung, Leitungskonfi guration, Steuerung von Leistungsfl üssen, Größe der Abschaltbereiche und die Inanspruchnahme der Hochspannungsebene von Interesse.
Das Ziel dieses Forschungsvorhabens ist vor diesem Hintergrund die Untersuchung der strukturellen Ausgestaltung von MS-Netzen auf Basis von Gleichstromtechnologie unter Berücksichtigung einer Leistungsfl usssteuerung und der zur Verfügung stehenden Freiheitsgrade.
Das dazu entwickelte Verfahren beruht auf einem Dekompositionsansatz und zerlegt das Gesamtproblem in drei Teilprobleme, die wiederum über einen zweistufi gen Ansatz gelöst werden. Dabei wird zuerst die Netzstruktur samt Betriebsmittelauslegung zur Versorgung aller MS-Stationen auf Basis eines Genetischen Algorithmus gemeinsam mit einer geschlossen formulierten Leistungsfl ussoptimierung zur Abbildung der steuerbaren Umrichter optimiert. Die Wahl der Freiheitsgrade Nennspannung, Leitungskonfi guration, Reservekonzept in den Umspannstationen sowie Inanspruchnahme der Hochspannungsebene wird überlagert durch Variantenrechnungen identifi ziert. Anschließend wird für die resultierende Netzstruktur die Größe von Abschaltbereichen durch Positionierung von Leistungsschaltern mittels eines heuristischen Ansatzes in Kombination mit Variantenrechnungen ermittelt.
In den exemplarischen Untersuchungen wird das Verfahren auf eine ländliche, städtische und vorstädtische Versorgungsaufgabe angewendet. In Folge der Leistungsfl usssteuerung ergeben sich vermaschte Strukturen zwischen Umspannstationen. Mit zunehmender Vermaschung reduziert sich allerdings der Bedarf an Leistungsfl usssteuerung. Somit zeigt sich eine direkte Abhängigkeit bei gegensätzlicher Wechselwirkung zwischen Netzstruktur und Leistungsfl usssteuerung. Durch eine zunehmend vermaschte Netzstruktur auf MS-Ebene lässt sich die Inanspruchnahme des Hochspannungsnetzes reduzieren, sodass ein Kompromiss zwischen der Dimensionierung der MS-Netzstruktur und der Inanspruchnahme der Hochspannungsebene resultiert. Die Größe von Abschaltbereichen hat durch vergleichsweise geringe Kosten zusätzlicher Leistungsschalter eine geringe Auswirkung auf die Netzstruktur. Eine stärkere Vermaschung führt jedoch zu einer höheren Anzahl erforderlicher Leistungsschalter.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Dieses Buch ist den aus Zweifall stammenden Opfern der NS-Herrschaft gewidmet.
Diese Arbeit beschreibt, was ich über die NS-Zeit in Zweifall in Erfahrung bringen konnte.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Durch den steigenden Anteil der Stromerzeugung auf Basis lastferner und dargebotsabhängiger erneuerbarer Energien sind die Leistungsflüsse im europäischen Übertragungsnetz zunehmend weiträumig und schwierig zu prognostizieren. Dies bewirkt eine Verringerung der Übertragungs¬kapazitäten, die für den Handel zwischen Gebotszonen im europäischen Strommarkt verfügbar sind. Eine effiziente Allokation von Übertragungskapazitäten, die zur Maximierung der ökono¬mischen Wohlfahrt unter Gewährleistung der Netzsicherheit führt, soll künftig mithilfe eines last-flussbasierten Kapazitätsmodells in weiten Teilen Europas erfolgen. Dabei spielt die Ausgestal¬tung der Kapazitätsberechnung (Kapazitätsmodell) eine wesentliche Rolle. Aktuelle Diskussionen zur neuen Strombinnenmarkt-Verordnung zeigen die ökonomische und technische Relevanz für eine Vielzahl an Akteure auf.
Zur Beurteilung der zukünftigen Auswirkungen eines Kapazitätsmodells ist eine techno-ökono-mische Bewertung durchzuführen. Diese erfordert eine realitätsnahe Abbildung des Strommark¬tes und des Netzbetriebs, wobei zu berücksichtigen ist, dass zum Zeitpunkt der Kapazitätsbe¬rechnung noch signifikante Unsicherheiten in den Eingangsdaten bestehen.
In dieser Arbeit wurde ein Verfahren zur probabilistischen Bewertung von lastflussbasierten Kapazitätsmodellen entwickelt, das die Quantifizierung möglicher Auswir¬kungen auf den Strommarkt und den Netzbetrieb unter Berücksichtigung von Unsicherheiten er¬möglicht. Das entwickelte Verfahren bildet drei Prozesse über zwei Zeitbereiche ab. Die Kapa¬zitätsberechnung, der Strommarkt sowie die Netzbetriebsplanung werden zunächst im vortäg¬lichen Zeitbereich simuliert. Die Entscheidungsfindung wird dabei über eine gemischt-ganz¬zahlige Optimierung modelliert, als Grundlage dienen die vortäglichen Prognosen der relevanten Eingangsgrößen. Anschließend werden im Rahmen einer Monte-Carlo Simulation die möglichen Prognoseabweichungen gezogen und deren Auswirkungen auf den lntraday-Markt und den Netz¬betrieb im Kurzfristbereich (wenige Stunden vor Erfüllung) mit Hilfe einer linearen Optimierung quantifiziert.
Mithilfe des entwickelten Verfahrens werden exemplarische Bewertungen von Kapazitätsmo-dellen durchgeführt. Im Fokus der Untersuchungen stehen die heute diskutierten Ausgestaltungs¬aspekte hinsichtlich der Wahl der zu betrachtenden Netzelemente und des Mindestwerts der Übertragungskapazitäten. Dabei führen weniger restriktive Kapazitätsmodelle tendenziell zur Er¬höhung der ökonomischen Wohlfahrt, da das Engpassmanagement gezielter und volkswirtschaft¬lich effizienter mithilfe von Redispatch als durch Einschränkung des gebotszonenübergreifenden Handels erfolgen kann. Eine Überdimensionierung ist allerdings aufgrund des erhöhten Aufwands für Redispatch, fehlender Preissignale und verzerrter Wohlfahrtsverteilung nicht wünschenswert. Zudem führen bei weniger restriktiven Kapazitätsmodellen mögliche Prognoseabweichungen zur stärkeren Reduktion der erwarteten Gesamtwohlfahrt und zur potentiellen Gefährdung der Netz¬sicherheit. So wird u.a. gezeigt, dass der regulatorisch geforderte Mindestwert von 70% zu keiner höheren Wohlfahrt als ein Mindestwert von 45% führt.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Anhaltende Entwicklungen in der Elektrizitätsversorgung, unter anderem der signifikante Zubau von dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen, führen zu einem erhöhten Bedarf von Anpas-sungsmaßnahmen, um Engpässe im Übertragungsnetz zu vermeiden. Damit Maßnahmen mit hoher Vorlaufzeit rechtzeitig aktiviert werden können, kommt der Betriebsplanung bei der Eng-passbehebung eine zunehmende Bedeutung zu.
Schaltmaßnahmen zur Veränderung des Schaltzustands des Übertragungsnetzes stellen ein na-hezu kostenfreies Mittel des Netzbetriebs dar, deren Verwendung zudem den Anpassungen der Transportaufgabe gesetzlich vorzuziehen ist. Bei der Berücksichtigung von Schaltmaßnahmen in der Betriebsplanung sind jedoch umfangreiche Randbedingungen zu beachten:
• Das Auftreten komplexer Schaltsequenzen und die begrenzte Zuverlässigkeit von Schaltge-räten erfordert die explizite Prüfung der Schaltmaßnahmen. Die bloße Betrachtung des resul-tierenden Schaltzustands ist nicht ausreichend.
• Um einen gleichmäßigen Schaltbetrieb gewährleisten zu können, ist die vorausschauende Auswahl von Schaltzuständen erforderlich, die möglichst längerfristig zulässig sind.
• Die Koordination von Schaltmaßnahmen erfordert die Ermittlung einer begrenzten Menge von Schaltzuständen, die für einen längeren Zeitraum effektiv eingesetzt werden kann.
Im heutigen Netzbetrieb werden die umfangreichen Randbedingungen vereinfacht berücksichtigt, indem das Übertragungsnetz üblicherweise im sogenannten Normalschaltzustand betrieben wird. Hiervon wird nur in geringem Umfang abgewichen. Um jedoch das Potential des Schaltzustands unter Berücksichtigung der genannten Einschränkungen möglichst effizient auszunutzen, wird in dieser Arbeit das Konzept der robusten Schaltzustände (rSZ) entwickelt.
Zur Ermittlung von rSZ wird ein Verfahren mit verschiedenen Bausteinen vorgeschlagen. Zu-nächst wird eine als stochastischer Prozess modellierte repräsentative Netznutzung auf Basis historischer Netznutzungsfälle hergeleitet. Dabei werden repräsentative Netznutzungsfälle mit Hilfe eines Clustering-Verfahrens ermittelt. Auf dieser Basis können im nächsten Schritt rSZ unter gleichzeitiger Berücksichtigung der erforderlichen Schaltmaßnahmen mit Hilfe eines geeigneten Optimierungsverfahrens ermittelt werden. Im entwickelten Verfahren werden Strom-, Spannungs- und Kurzschlussstromgrenzwerte und weitere Nebenbedingungen für Schaltmaßnahmen berück-sichtigt. Die Bestimmung von kurativen Schaltmaßnahmen zur Engpassbehebung nach Betriebs-mittelausfall ist ebenfalls möglich. Zur Herabsetzung der Problemdimension teilt sich das Verfah-ren in ein Sub- und Masterproblem auf. Das Subproblem ermittelt eine Vorschlagsliste von opti-mierten Schaltzuständen pro repräsentativem Netznutzungsfall. Im Masterproblem werden die insgesamt optimalen – und damit robusten – Schaltzustände bestimmt. Dabei werden insbeson-dere die sich einstellenden Schaltmaßnahmen mit Hilfe einer Modellierung des Risikos und der Zuverlässigkeit bewertet. Die auf diese Weise ermittelten rSZ können anschließend in Prozessen der Betriebsplanung zur Beseitigung von Engpässen eingesetzt werden. Dazu wird ein Verfah-rensbaustein entwickelt, der auf Basis der prognostizierten Netznutzung eine Auswahl der zur Verfügung stehenden rSZ mit nur geringem Bedarf an Rechenzeit vornimmt.
Exemplarische Untersuchung zeigen anhand der Simulation eines Betriebsplanungsprozesses, dass erfolgreich Schaltmaßnahmen auf Basis der rSZ zur Beseitigung von Engpässen herange-zogen werden können. Auf diese Weise kann der Umfang sonstiger erforderlicher Maßnahmen zur Engpassbehebung, insbesondere Eingriffe in die Transportaufgabe, reduziert werden
Aktualisiert: 2020-10-24
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Eine zeit- und heimatgeschichtliche Dokumentation des Eisensteinbergbaus im Großraum Stolberg-Breinig
Aktualisiert: 2023-01-31
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Aktualisiert: 2022-05-16
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Bewertung von Netzausbauplänen in Hochspannungsnetzen unter Berücksichtigung von betrieblicher Flexibilität und planerischen Unsicherheiten
Aktualisiert: 2020-10-24
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In dieser Arbeit werden die für die Berechnung der Kenngrößen relevanten Eigenschaften der Ressourcen untersucht und anschließend in entsprechende Modelle überführt.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Aufgrund politischer Klimaschutzziele ist ein weiterer Zubau von Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien zu erwarten. Die Dargebotsabhängigkeit und bedingte Prognostizierbarkeit der Einspeisung führen zu steigenden Unsicherheiten und erhöhtem Flexibilitätsbedarf im Elektrizitätsversorgungssystem. Dabei ermöglichen bereits heute bspw. Intraday-Handelsprodukte mit viertelstündlicher Granularität einen standardisierten Handel zur Deckung dieses Flexibilitätsbedarfs. Die Einführung flussbasierter Kapazitätsallokation, politisch angestrebte Mindestübertragungskapazitäten sowie ein gebotszonenübergreifender Intraday-Handel verstärken zudem den internationalen Wettbewerb von Flexibilitätsoptionen. Für die gesamtwirtschaftliche Bewertung von Flexibilitätsoptionen sind Strommarktsimulationen ein elementares Werkzeug. Bestehende Verfahren unterscheiden sich im Modelldetailgrad jedoch erheblich. Die wesentlichen Modellierungsdimensionen sind die Abbildung von Unsicherheiten, der verschiedenen Technologien mit ihren technischen und betrieblichen Restriktionen, die zeitliche Granularität sowie der geographische Betrachtungsraum in Verbindung mit dem Market Coupling. Aufgrund beschränkter Ressourcen, hinsichtlich Rechenleistung und -zeit bedarf es eines Trade-offs im Detailgrad innerhalb und zwischen den Modellierungsdimensionen. Daher ist das Ziel dieser Arbeit, ein Vorgehen für die Unterstützung von Modellierungsentscheidungen zu erarbeiten. Dafür wird der Einfluss des Modelldetailgrades in Strommarktsimulationen auf die Bewertung von Flexibilitätsoptionen quantifiziert und notwendige Detailgrade identifiziert.
Im Rahmen der Analyse erfolgt eine Bestandsaufnahme der in Realität auftretenden Unsicherheiten, Marktabläufe, Flexibilitätsbedarfe und -angebote, welche in Kontext zu den vier skizzierten Modellierungsdimensionen gesetzt werden. Darauf aufbauend wird eine Auswahl an Modellen mit unterschiedlichem Detailgrad für die jeweiligen Dimensionen mathematisch formuliert. Das entwickelte modulare mehrstufige Simulationsverfahren, welches sich an den derzeitigen Planungsstufen von Marktakteuren orientiert, erlaubt eine flexible Modellkombination. Für verschiedene Kombinationen kann damit über Simulationen der fundamentale potentielle Mehrwert einer Flexibilitätsoption an den Strommärkten aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive ermittelt und somit der Einfluss des Modelldetailgrades bestimmt werden.
Die exemplarischen Untersuchungen zeigen, dass die Modellierungsentscheidung in allen vier Dimensionen einen signifikanten Einfluss auf den ermittelten Mehrwert einer Flexibilitätsoption hat. Der durch die systemisch eingesparten Stromerzeugungskosten quantifizierte Mehrwert einer zusätzlichen Flexibilitätsoption liegt in Abhängigkeit der Modellauswahl im Vergleich zu einer definierten Referenzrechnung zwischen etwa 35 und 130 Prozent. Eine besondere Bedeutung erhalten dabei die Dimensionen der kurzfristigen Unsicherheiten der Residuallast und des Market Couplings. Die stochastische Berücksichtigung von Unsicherheiten führt zu einem deutlichen Mehrwert der Flexibilitätsoption im Vergleich zu einer Simulation unter perfekter Voraussicht oder unter deterministischen Prognoseupdates. Dabei stellt die ermittelte Modellauswahl keinen Anspruch auf allgemeine Gültigkeit, jedoch kann das Vorgehen für die Unterstützung von Modellierungsentscheidungen auf weitere Fragestellungen übertragen werden.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Das Ziel dieser Arbeit ist es, die FRR-Bemessung im Hinblick auf diese sich abzeichnenden Entwicklungen effizient auszugestalten.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Im Rahmen dieser Arbeit wird das technische Flexibilitätspotenzial als technisch mögliche maximale Auslenkung des P-/Q-Austauschs am HS/MS-Umspannwerk definiert.
Aktualisiert: 2020-10-24
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Marksimulationen unter Berücksichtigung der Strom-Wärme-Sektorenkopplung
Aktualisiert: 2020-10-24
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Entwicklung eines Vorschlags für die Erweiterung der aktuell eingesetzten Betriebsplanungsprozesse zur Berücksichtigung von Untersicherheiten der Netznutzung bei der Prognose und Bewertung zukünftiger Systemzustände des elektrischen Übertragungsnetzes.
Aktualisiert: 2022-05-16
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unterschiedliche Ansätze zur regelzonenübergreifenden Leistungs-Frequenz-Regelung
Aktualisiert: 2022-05-16
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Voranschreiten der Energiewende in Deutschland
Aktualisiert: 2022-05-16
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Aktualisiert: 2019-08-26
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Aktualisiert: 2022-05-16
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