NEW 4.0 - Aktivität 8.2

Das Ziel von NEW 4.0-Arbeitspaket 8 war es, einen ganzheitlichen Eindruck von der zukünftigen Energieversorgung in der NEW 4.0-Modellregion Schleswig-Holstein und Hamburg zu schaffen. Zur Konkretisierung dieses Ziels wurden 13 Fragen hinsichtlich der drei Bereiche Stromversorgung und -verbrauch, Stromnetz und Stromhandel in der Modellregion formuliert.

Fragen zur zukünftigen Energieversorgung der Modellregion:

1.  Wo sind in zukünftig welche lastseitigen Flexibilitäten (inkl PtX und Speicher) zu erwarten?
2. Wo sind zukünftig welche EE Kapazitäten zu erwarten?
3. Welche EE Verwertungsquoten werden sich ergeben?
4. Wie entwickelt sich die Emission von CO2 Äquivalenten in der Modellregion?
    

Fragen zur zukünftigen Netzsituation der Modellregion:

1. Wie entwickelt sich die Netzengpasssituation in der Modellregion?
2. Wo, wann und in welcher Höhe werden netzbedingte regionale EE-Überschüsse entstehen?
3. Welche Netzmanagementkosten sind zu erwarten?
4. Welche Kostenersparnis für Netzmanagementmaßnahmen ergeben sich aus den simulierten NEW 4.0-Use Cases (UCs)?
5. Wann und wo entsteht zusätzlicher Bedarf an Sektorenkopplung oder Speicherkapazität?
6. Wie können die Netzgebiete Hamburg und Schleswig-Holstein sinnvoll miteinander verknüpft werden?
    

Fragen zur zukünftigen Marktsituation der Modellregion:

1. Welche Wirtschaftlichkeiten werden sich für lastseitigen Flexibilitäten (inkl PtX und Speicher) ergeben?
2. Welche Verteilungseffekte treten durch die Anpassung der SIP, Netzentgelte und ggf. bestimmter Fördermechanismen auf?
3. Welche Handelsvolumen und Preise stellen sich für den kurzfristigen Intradayhandel und die Engpasskoordinierung (ENKO) für die jeweiligen Szenarien ein? Wie entwickelt sich die Anzahl der Marktteilnehmer?
    

Zur Beantwortung dieser Fragen wurden Stromerzeugung und –verbrauch der Modellregion im Jahr 2025, 2030 und 2035 mit außergewöhnlich hoher Technologievielfalt und räumlicher und zeitlicher Auflösung modelliert. Für jedes der drei Jahre wurden jeweils zwei unterschiedliche regulatorische Rahmen („Basis“und „Flex“) angesetzt, die sich hinsichtlich ihrer Begünstigung des Einsatzes von Flexibilität unterscheiden. Der regulatorische Rahmen beeinflusst auch die ebenfalls im Projekt simulierten Preise am zukünftigen day-ahead und intraday Spotmarkt, wofür die Vortagsprozesse, wie etwa die Erstellung von räumlich aufgelösten day-ahead-Windleistungsprognosen, abgebildet wurden. Auf Grundlage dieser Szenariendaten für Stromerzeugung und –verbrauch wurden die Belastungen im Hoch- und Höchstspannungsnetz der Modellregion berechnet. Diese Zukunftsszenarien bildeten den Rahmen für die Cosimulation der NEW 4.0-Konzepte für lokale Strommärkte (UC1 und UC2) mittels der Test- und Simulationsplattform OpSim.