Die Bewertung der Eignung dezentraler Klein-KWK-Anlagen zur Bereitstellung positiver Minutenreserve erfordert Kenntnisse über die Charakteristik der Reserve-Inanspruchnahme. Eine Option zur Modellierung ist eine Zerlegung der Inanspruchnahme in Einflusskomponenten mittels Zeitreihenanalyse. Das verfügbare Datenmaterial verspricht belastbare Ergebnisse. / For evaluating small decentralized co-generation plants as positive tertiary reserve energy supply, detailed knowledge about the characteristic of using positive tertiary reserve power is necessary. One option to model the use of positive tertiary reserve power is to parse the use into single components with the help of time series analysis. The given data prove convincing results.

Ziel der Dissertation ist, die Bereitstellung positiver Minutenreserve durch dezentrale Klein-KWK-Anlagen unter technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Gesichtspunkten zu bewerten. Die Grundlage einer solchen Bewertung bilden detaillierte Kenntnisse des Abrufverhaltens positiver Minutenreserve. Deshalb wird die Inanspruchnahme positiver Minutenreserve untersucht und als stochastischer Prozess modelliert. Auf dieser Basis erfolgen Betrachtungen zur Dimensionierung der Wärmespeicher, zum Netzbetrieb mit hoher Dichte dezentraler Klein-KWK-Anlagen und zur Wirtschaftlichkeit eines solchen Konzeptes. Die abschließende ganzheitliche Betrachtung liefert Hinweise zur optimalen Betriebsweise der Klein-KWK-Anlagen. / From the technical point of view, virtual power plants consisting of small decentralized co-generation plants are able to provide positive tertiary reserve power for the European electricity transmission grid. For serious analyses, detailed knowledge about the load-characteristic of called reserve power is essentially. In order to examine grid operation, heat storage capacity and optimized power plant operation, the switch-on times of co-generation plants and the co-generated heat during reserve power provision have to be estimated. Aiming this, the called positive tertiary reserve power in Germany is analyzed and a mathematical model of the call-characteristic is synthesized. Furthermore, the results of examining grid operation, optimizing heat storage capacity and power plant operation are given. Calls of positive tertiary reserve power usually occur suddenly, non-scheduled and jumpy. Sometimes, there are single calls. Usually, calls occur clustered, i.e. one call is directly followed by further calls. Positive reserve power is much higher frequented under peak-load conditions than under base-load conditions. The characteristic of calling positive tertiary reserve power deeply depends on the control area. From the mathematical point of view, a Poisson-process fits non-scheduled and jumpy occurring events. Each jump marks a call date of positive tertiary reserve power. The values of the called power fit a logarithmical normal distribution. The lengths of the call-clusters satisfactorily fit a geometrical distribution. The expected value of called reserve energy is modeled dependent from the time of the day. The model is essential for simulating all combinations of switch-on times of co-generation plants and of co-generated heat volumes that might occur during providing reserve power. Aiming to optimize the installed heat storage capacity, the quote of heat use has to be examined. From both technical and ecological point of view, installing large heat storages is desirable in order to use all co-generated heat. From the economical point of view, installing any heat storage is not sensible. The solution of this trade-off is installing a heat storage that guarantees less or equal CO2-emissions than a conventional power plant fired with natural gas. The results of this thesis lead to 1 kWh heat storage capacity per 1 kW installed electrical power as rule of thumb. Concerning grid operation in steady state, a much higher density of co-generation plants than expected is technically installable. A general rule for extending the installable decentralized power cannot be deducted. Examining economics, decentalized co-genertation plants are desired to provide balancing power during their stand-by times. Building a virtual power plant only in order to provide reserve power is not economically sensible. From the power plant owners' view, providing positive tertiary reserve power by small decentralized co-generation plants is generally sustainable.

Im Rahmen der Arbeit wurden die minutengenauen Daten des Regelleistungsbedarfs (Summe aus Sekundärregelleistung und Minutenreserve) der Monate April bis Dezember des Jahres 2009 einer Regelzone einer Zeitreihenanalyse unterzogen und in Komponenten gemäß dem klassischen Komponentenmodell zerlegt. Diese sind die Trendkomponente, ermittelt durch einen gleitenden Durchschnitt mit der Länge einer Stunde, weiterhin zwei periodische Komponenten mit der Periodenlänge einer Stunde sowie der Periodenlänge eines Tages und die Restkomponente, welche mit einem ARIMA(2,1,5)-Prozess modelliert wurde. In der Zukunft sollte das erstellte Modell des Regelleistungsbedarfs durch Hinzunahme einer jahreszeitlichen Komponente noch verbessert werden. Dies war im Rahmen der Arbeit nicht möglich, da keine Daten über einen Zeitraum von mehreren Jahren vorhanden waren. Zusätzlich kann geprüft werden, inwiefern mit dem Komponentenmodell Prognosen durchführbar sind. Dafür sollte die Trendkomponente anders gewählt werden, da sich der hier gewählte Weg zu sehr an den Daten orientiert. Der zweite Teil der Aufgabenstellung dieser Arbeit bestand im Identifizieren inhaltlicher Komponenten, also möglicher Zusammenhänge zwischen dem Regelleistungsbedarf und verschiedenen denkbaren Ursachen. Als potentielle Ursachen wurden der Lastverlauf sowie die Windenergieeinspeisung untersucht. Zwischen der Zeitreihe des Lastverlaufs und der des Regelleistungsbedarfs bestand eine leichte positive Korrelation, zwischen der Zeitreihe der Windenergieeinspeisung und der des Regelleistungsbedarfs eine geringe negative Korrelation.

Durch den Ausbau insbesondere wetterabhängiger erneuerbarer Energien steigen zukünftig die Anforderungen an die Bereitstellung von Flexibilität im Stromsektor. Wärmespeicher und Power-to-Heat-Anlagen in der Fernwärmeversorgung können einen großen Beitrag zur Bereitstellung von Flexibilität an der Schnittstelle von Strom- und Wärmesektor liefern. Die vorliegende Arbeit untersucht vor dem Hintergrund von unterschiedlichen regulatorischen Rahmenbedingungen, an welchen Märkten der Einsatz der Power-to-Heat-Anlagen aus Systemsicht den größten Mehrwert zur Integration von erneuerbaren Energien liefern kann. Mithilfe des Strommarktmodells MICOES-Europe wird der stündliche Kraftwerkseinsatz aller europäischen Kraftwerke vor dem Hintergrund des Ausbaus der erneuerbaren Energien untersucht. Ziel der gemischt-ganzzahligen Optimierung, die insbesondere techno-ökonomische Charakteristika thermischer Kraftwerke berücksichtigt, ist die kostenminimale Deckung des Strombedarfs im Großhandelsmarkt bei gleichzeitiger Erfüllung der Leistungsvorhaltung für Regelenergie. In Deutschland werden die größten Fernwärmenetze mit ihren zugehörigen Erzeugungsanlagen (Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizwerke, Wärmespeicher) abgebildet und stündlich die optimale Deckung des Wärmebedarfs berechnet. In einem Szenario für das Jahr 2025 wird die Verfügbarkeit von 1.000 MW an Elektrokesseln in großen deutschen Fernwärmenetzen angenommen. Hierbei wird deren Einsatz nur am Spotmarkt oder nur für negative Sekundärregelleistung dem Fall gegenübergestellt, dass die Anlagen auf beiden Märkten agieren und sich situationsabhängig zwischen ihnen entscheiden können. Es werden dabei die Fälle verglichen, bei denen Elektrokessel entweder Abgaben auf den Stromverbrauch zahlen oder keine zusätzlichen Abgaben tragen müssen. Der Einsatz der Elektrokessel in Verbindung mit Wärmespeichern in der Fernwärmeversorgung kann den Einsatz der KWK-Anlagen so flexibilisieren, dass sich deren Stromerzeugung stärker an die Einspeisesituation der erneuerbaren Energien anpassen kann. Auf diese Weise kann in allen betrachteten Szenarien die marktbedingte Abregelung von erneuerbaren Energien verringert werden. Dabei sinken die CO2-Emissionen der Strom- und Wärmeversorgung ebenfalls in allen Szenarien. Die größten Reduktionen sowohl bei CO2-Emissionen als auch bei den variablen Kosten der Strom- und Wärmeerzeugung werden dabei in den Szenarien mit Teilnahme der Elektrokessel am Regelleistungsmarkt erreicht. Stellen Elektrokessel negative Sekundärregelleistung bereit, kann hierdurch die Must-run-Erzeugung thermischer Kraftwerke in Stunden mit hoher Einspeisung von erneuerbaren Energien deutlich gesenkt werden. Hierdurch ergibt sich ein großer Hebel für die Integration von Strom aus erneuerbaren Energien. / The requirements for the provision of flexibility in the power sector will increase in the future due to the expansion of the usage of weather-dependent renewable energy sources. Heat storage and power-to-heat-plants (electric boilers) in the district heating supply can provide flexibility at the interface of the power and heat sector. At the moment the use of power-to-heat plants is only cost-effective on the control power market due to the current regulation. High charges for the direct use of electricity impede a use on the spot market. The present work examines from a system perspective on which market the use of electric boilers can provide the largest benefits for the integration of renewable energies considering different regu-latory frameworks. The year 2025 is considered where Germany aims to reach a share of 40 to 45 % renewable energy generation in the gross power consumption. For this purpose the hourly power plant dispatch of all European power plants is examined using the electricity market model MICOES-Europe. The model describes the wholesale electricity market and the control power market (secondary and tertiary reserve). The aim of the mixed-integer optimization is the calculation of the cost-minimal coverage of the electricity demand in the wholesale market while at the same time fulfilling the provision of control power. The optimization takes into account in particular the techno-economic characteristics of thermal power plants. In Germany, the largest district heating grids with their associated generation plants (combined heat and power plants, fossil-fuel and electric boilers, heat storage) are modelled and the optimal coverage of the heat demand is calculated for every hour. With the assumed payment of high electricity charges the use of electric boilers on the spot market is no business case in 2025. The situation changes in the scenario without electricity charges. Here, electric boilers reach between 1,050 and 2,140 full load hours. If the electric boilers provide negative secondary control power, the must-run generation of thermal power plants in hours with a high feed-in of renewable energies can be reduced significantly. This results in a large lever for the integration of renewable energies. Electric boilers reach up to 1,800 full load hours by providing control energy, if they provide control power all year round and without payment of electricity charges. The use of the electric boilers in combination with heat storages in the district heating system can make the dispatch of combined heat and power plants more flexible, so that their electricity generation can be better adapted to the feed-in situation of renewable energies. In this way, the market-dependent curtailment of renewable energies can be reduced in all scenarios. The CO2-emissions of the electricity and heat supply can be reduced by this technology in Germany. Furthermore, CO2-emissions in other European countries can be reduced as well due to effects of the power trade. The highest reductions in both CO2-emissions and variable costs of electricity and heat generation are achieved in the scenarios with electric boilers participating in the control power market.

Die Bewertung der Eignung dezentraler Klein-KWK-Anlagen zur Bereitstellung positiver Minutenreserve erfordert Kenntnisse über die Charakteristik der Reserve-Inanspruchnahme. Eine Option zur Modellierung ist eine Zerlegung der Inanspruchnahme in Einflusskomponenten mittels Zeitreihenanalyse. Das verfügbare Datenmaterial verspricht belastbare Ergebnisse. / For evaluating small decentralized co-generation plants as positive tertiary reserve energy supply, detailed knowledge about the characteristic of using positive tertiary reserve power is necessary. One option to model the use of positive tertiary reserve power is to parse the use into single components with the help of time series analysis. The given data prove convincing results.

Ziel der Dissertation ist, die Bereitstellung positiver Minutenreserve durch dezentrale Klein-KWK-Anlagen unter technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Gesichtspunkten zu bewerten. Die Grundlage einer solchen Bewertung bilden detaillierte Kenntnisse des Abrufverhaltens positiver Minutenreserve. Deshalb wird die Inanspruchnahme positiver Minutenreserve untersucht und als stochastischer Prozess modelliert. Auf dieser Basis erfolgen Betrachtungen zur Dimensionierung der Wärmespeicher, zum Netzbetrieb mit hoher Dichte dezentraler Klein-KWK-Anlagen und zur Wirtschaftlichkeit eines solchen Konzeptes. Die abschließende ganzheitliche Betrachtung liefert Hinweise zur optimalen Betriebsweise der Klein-KWK-Anlagen. / From the technical point of view, virtual power plants consisting of small decentralized co-generation plants are able to provide positive tertiary reserve power for the European electricity transmission grid. For serious analyses, detailed knowledge about the load-characteristic of called reserve power is essentially. In order to examine grid operation, heat storage capacity and optimized power plant operation, the switch-on times of co-generation plants and the co-generated heat during reserve power provision have to be estimated. Aiming this, the called positive tertiary reserve power in Germany is analyzed and a mathematical model of the call-characteristic is synthesized. Furthermore, the results of examining grid operation, optimizing heat storage capacity and power plant operation are given. Calls of positive tertiary reserve power usually occur suddenly, non-scheduled and jumpy. Sometimes, there are single calls. Usually, calls occur clustered, i.e. one call is directly followed by further calls. Positive reserve power is much higher frequented under peak-load conditions than under base-load conditions. The characteristic of calling positive tertiary reserve power deeply depends on the control area. From the mathematical point of view, a Poisson-process fits non-scheduled and jumpy occurring events. Each jump marks a call date of positive tertiary reserve power. The values of the called power fit a logarithmical normal distribution. The lengths of the call-clusters satisfactorily fit a geometrical distribution. The expected value of called reserve energy is modeled dependent from the time of the day. The model is essential for simulating all combinations of switch-on times of co-generation plants and of co-generated heat volumes that might occur during providing reserve power. Aiming to optimize the installed heat storage capacity, the quote of heat use has to be examined. From both technical and ecological point of view, installing large heat storages is desirable in order to use all co-generated heat. From the economical point of view, installing any heat storage is not sensible. The solution of this trade-off is installing a heat storage that guarantees less or equal CO2-emissions than a conventional power plant fired with natural gas. The results of this thesis lead to 1 kWh heat storage capacity per 1 kW installed electrical power as rule of thumb. Concerning grid operation in steady state, a much higher density of co-generation plants than expected is technically installable. A general rule for extending the installable decentralized power cannot be deducted. Examining economics, decentalized co-genertation plants are desired to provide balancing power during their stand-by times. Building a virtual power plant only in order to provide reserve power is not economically sensible. From the power plant owners' view, providing positive tertiary reserve power by small decentralized co-generation plants is generally sustainable.

Im Rahmen der Arbeit wurden die minutengenauen Daten des Regelleistungsbedarfs (Summe aus Sekundärregelleistung und Minutenreserve) der Monate April bis Dezember des Jahres 2009 einer Regelzone einer Zeitreihenanalyse unterzogen und in Komponenten gemäß dem klassischen Komponentenmodell zerlegt. Diese sind die Trendkomponente, ermittelt durch einen gleitenden Durchschnitt mit der Länge einer Stunde, weiterhin zwei periodische Komponenten mit der Periodenlänge einer Stunde sowie der Periodenlänge eines Tages und die Restkomponente, welche mit einem ARIMA(2,1,5)-Prozess modelliert wurde. In der Zukunft sollte das erstellte Modell des Regelleistungsbedarfs durch Hinzunahme einer jahreszeitlichen Komponente noch verbessert werden. Dies war im Rahmen der Arbeit nicht möglich, da keine Daten über einen Zeitraum von mehreren Jahren vorhanden waren. Zusätzlich kann geprüft werden, inwiefern mit dem Komponentenmodell Prognosen durchführbar sind. Dafür sollte die Trendkomponente anders gewählt werden, da sich der hier gewählte Weg zu sehr an den Daten orientiert. Der zweite Teil der Aufgabenstellung dieser Arbeit bestand im Identifizieren inhaltlicher Komponenten, also möglicher Zusammenhänge zwischen dem Regelleistungsbedarf und verschiedenen denkbaren Ursachen. Als potentielle Ursachen wurden der Lastverlauf sowie die Windenergieeinspeisung untersucht. Zwischen der Zeitreihe des Lastverlaufs und der des Regelleistungsbedarfs bestand eine leichte positive Korrelation, zwischen der Zeitreihe der Windenergieeinspeisung und der des Regelleistungsbedarfs eine geringe negative Korrelation.:Einleitung 1 Ausgangssituation und technische Gegebenheiten 2 Mathematische Grundlagen 3 Analyse der Regelleistungsdaten 4 Zusammenfassung und Ausblick

Die Verwendung elektrischer Energie ist ein essenzieller Bestandteil industrieller Prozesse. Aufgrund der aktuellen Bemühungen für eine Energiewende hin zu regenerativen Energien ist es sehr wahrscheinlich, dass die industrielle Bedeutung des elektrischen Stromes weiter zunehmen wird. Damit dabei die Ziele der Roadmap 2050, eine Reduzierung des CO2-Ausstoßes um 80 % bezogen auf 1990, erreichbar bleiben, bedarf es der unausweichlichen Etablierung erneuerbarer Energien. Dies ist kostenintensiv und aufgrund der ungleichmäßigen Energiebereitstellung nicht ohne Probleme für die aufgebauten Netzstrukturen. Der flexible Leistungsbezug (Demand Response) wird aufgrund seines netzdienlichen Charakters als ein Schlüssel zur Netzstabilisierung und direkten Energiekostenreduzierung gesehen. Jedoch trägt die energieintensive Papierindustrie mit ihren Papiermaschinen bislang keinen bedeutenden Teil zu diesem Ansatz bei und profitiert demnach auch nicht von den finanziellen Vorteilen. Eine Ursache dafür ist, dass dieser Branche auf Grundlage der bisherigen Be-wertungsmethoden kaum wirtschaftliche Potentiale für einen flexiblen Lastbezug zugespro-chen werden. Ein wesentlicher Teil der vorliegenden Arbeit widmet sich der Entwicklung eigner, den Be-dürfnissen der Papierindustrie angepassten, Erhebungs-, Bewertungs- sowie angeschlosse-nen Vermarktungsmethoden für eine Energiekostenreduzierung auf der Grundlage flexibler Lasten. Für die Kostenoptimierung stehen unterschiedliche Möglichkeiten, wie die in der vor-liegenden Arbeit betrachtete Regelleistungsvermarktung, zur Verfügung. Die Ergebnisse eines sortenspezifischen Analyseansatzes von Prozess- und Energieein-satzkennzahlen zeigen, dass von der Papierindustrie ein größeres Mitwirken am Regelleis-tungsmarkt zu erwarten sein kann, als es bisher angenommen wurde. Die erkannten Poten-tiale zur Lastflexibilisierung sind jedoch nicht jederzeit verfügbar. Damit diese Verfügbarkeit nicht überschritten wird, müssen die Mechanismen, die zum Regellastabruf führen, verstan-den und deren Einfluss auf einen Lastabruf genutzt werden. Zu diesem Zweck wurde im Zuge der Arbeit die Grenzlast eingeführt. Die Grenzlast kennzeichnet die Regellasthöhe, welche aus statistischer Sicht nicht öfter abgerufen wird, als es die Verfügbarkeit zulässt. Es wird belegt, dass auch von der Papierindustrie eine Beteiligung am Regelenergiemarkt möglich ist und die Energiekosten auf diese Weise reduzierbar wären, ohne den Fokus auf das Kerngeschäft zu verlieren.:I. Abbildungsverzeichnis II. Tabellenverzeichnis III. Formelverzeichnis IV. Abkürzungen, Formelzeichen V. Thesenübersicht 1 Einleitung und Motivation 1.1 Zielstellung und Aufbau der Arbeit 1.1.1 Ziele der Untersuchungen 1.1.2 Abgrenzung zu verfügbaren Software-Lösungen 1.2 Energieoptimierung – Sichtweisen und Definitionen 1.3 Energiepolitik und umweltpolitische Forderungen 1.3.1 Roadmap 2050 1.3.2 Zieldreieck 1.3.3 Flexible Lasten und der zukünftige Energiemarkt 2 Theoretische Grundlagen 2.1 Key Perfomance Indicator - Schlüsselfaktoren 2.2 Kennzahlen der Papierindustrie 2.3 Energiesystem in Deutschland 2.3.1 Energiepreise – Preisbildung 2.4 Netzregulierung – Regelleistung 2.5 Charakterisierung von Regelleistungsarten 2.5.1 Datenaufbereitung des Regelleistungseinsatzes 2.5.2 Minutenreserve 2.5.3 Sekundärreserve 2.6 Demand Response 2.6.1 Demand Response - Definition 2.6.2 Demand Response – Speicher 2.6.3 Finanzielle Auswirkungen von Demand Response 3 Methodik – Entwicklung und Durchführung 3.1 Ableitung konkreter Arbeitsaufgaben 3.2 Erhebung sortenspezifischer Kennzahlen 3.2.1 Sortenspezifische Kennwertberechnung 3.2.2 For-Schleife 3.2.3 Anwendungssoftware 3.2.4 Überführung produktspezifischer Kennzahlen in den Produktionsplan 3.3 Potentialerhebung flexibler Lasten 3.3.1 Potentialermittlung nach Klobasa 3.3.2 Diskussion der Klobasa Methode im Kontext weiterer Methoden 3.4 Analyse der Auktionsergebnisse von Regelleistung 3.5 Ermittlung und Einflussnahme auf die Abrufdauer von Regelleistung 3.5.1 Grenzlastprognose 3.5.2 Entwicklung der Preisstruktur zur Energiekostenoptimierung 3.6 Eignungsbewertung der ermittelten Regelleistungspotentiale 4 Anwendung grundlegender Erkenntnisse und Methoden 4.1 Reservelastpotential durch Änderung des Dampfbezuges 4.1.1 Ermittlung der Potentialhöhe 4.1.2 Qualitätsbewertung der potentiellen Reserveleistung 4.1.3 Ermittlung der Potentialverfügbarkeit 4.1.4 Herleitung und Bewertung des Arbeitspreises 4.1.5 Herleitung und Bewertung des Leistungspreises 4.1.6 Bestimmung der Energiekostenoptimierung 4.2 Reservelastpotential durch Änderung der Antriebslast - Ausblick 4.2.1 Qualitätsbewertung – sortenspezifische Betrachtung der Antriebslast 5 Effizienzsteigerung durch sortenspezifische Kennwerte 5.1 Energieoptimierungssystem 5.1.1 Zielwerterhebung im Energie Optimierungs System (EOS) 5.1.2 Funktionsweise des EOS 6 Zusammenfassung VI. Literaturverzeichnis VII. Anhang

Historically, electricity supply was heavily centralized and was provided by conventional thermal power plants such as coal-fired, gas, or nuclear power plants. The share of conventional power generation is being increasingly replaced by power generation from renewable sources. In Europe, the share of electricity generation from fossil fuels fell from 49% in 2011 to 37% in 2020, whereas the share from renewables increased from 22% to 38% during the same timeframe. Renewable generation is expected to rise by 10% annually to almost triple the current renewable capacity by 2030. The accelerating adoption of renewables changes the character of the electricity infrastructure from a centralized energy supply to a highly decentralized one, such that generation is moving closer to the point of demand. This change brings numerous challenges with it. This work focuses on challenges in operational planning of distributed energy resources from the perspective of so-called aggregators that are increasingly participating in energy markets. Aggregators combine different energy resources, i.e., electricity producers and consumers, and operate them as a distributed power plant. However, the planning of the energy resources is still coordinated collectively in a centralized manner by the aggregator. This work aims to develop a framework to schedule energy resources from the perspective of an aggregator to cover a large variety of technical assets and to simultaneously consider market interactions such as bid acceptance and rejection possibilities. The inevitable and accelerating proliferation of renewable energy resources brings with it -- as a consequence of its intermittency -- a growing need in control reserve and storage technologies. Hence, a focus is placed on control reserve, energy storage, and integrated scheduling and bidding, as well as their trade-offs, to answer the following research questions: 1) What is the current state of control reserve formulations and how can they be improved? Specifically regarding reserve under consideration of limitations with respect to the rate of change of power output, maximum power output, and energy capacity. 2) What are the effects of using different control reserve formulations? 3) Which trade-offs exist in the operation of storage plants in a market environment? 4) Is it possible to derive a rigorous, tractable mathematical model to simultaneously determine scheduling and bidding decisions? 5) Which trade-offs exist between scheduling and bidding decisions and what are their effects? 6) To what extent is it possible to solve energy resource scheduling models faster while retaining sufficiently high solution quality? / In der Vergangenheit war die Stromerzeugung stark zentralisiert und wurde durch konventionelle Kraftwerke wie Kohle-, Gas- oder Kernkraftwerke bereitgestellt. Der Anteil der konventionellen Stromerzeugung wird zunehmend durch die Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen ersetzt. In Europa sank der Anteil der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen von 49% im Jahr 2011 auf 37% im Jahr 2020, während der Anteil der erneuerbaren Energien im gleichen Zeitraum von 22% auf 38% anstieg. Es wird erwartet, dass die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien jährlich um 10 % steigt und sich die derzeitige Kapazität bis 2030 fast verdreifacht. Die zunehmende Einführung erneuerbarer Energien verändert den Charakter der Elektrizitätsinfrastruktur von einer zentralisierten zu einer stark dezentralisierten Energieversorgung, so dass die Erzeugung näher an den Ort des Bedarfs rückt. Dieser Wandel bringt zahlreiche Herausforderungen mit sich. Diese Arbeit konzentriert sich auf die Herausforderungen bei der Betriebsplanung dezentraler Energieanlagen aus der Perspektive sogenannter Aggregatoren, die zunehmend an den Energiemärkten teilnehmen. Aggregatoren fassen verschiedene Energieanlagen, d.h. Stromerzeuger und -verbraucher, zusammen und betreiben sie als dezentrales Kraftwerk. Die Planung der Energieressourcen wird jedoch weiterhin zentral durch den Aggregator koordiniert. Diese Arbeit zielt darauf ab, ein Framework für die Planung von Energieressourcen aus der Sicht eines Aggregators zu entwickeln, um eine große Vielfalt an technischen Anlagen abzudecken und gleichzeitig Marktinteraktionen wie Gebotsannahme- und Ablehnungsmöglichkeiten zu berücksichtigen. Der unvermeidliche und zunehmende Ausbau von erneuerbaren Energieressourcen bringt -- als Folge ihrer Unstetigkeit -- einen wachsenden Bedarf an Regelleistung- und Speichertechnologien mit sich. Daher liegt der Schwerpunkt auf Regelleistung, Energiespeicherung und integrierter Anlagen- und Gebotsplanung sowie deren Trade-offs, um die folgenden Forschungsfragen zu beantworten: 1) Was ist der aktuelle Stand von Regelleistungsmodellen und wie können diese verbessert werden? Insbesondere im Hinblick auf Regelleistung unter Berücksichtigung von Einschränkungen hinsichtlich der Änderungsrate der Leistungsabgabe, der maximalen Leistungsabgabe und der Energiekapazität. 2) Welche Auswirkungen hat die Verwendung unterschiedlicher Regelleistungsmodelle? 3) Welche Zielkonflikte bestehen beim Betrieb von Speicheranlagen in einem Marktumfeld? 4) Ist es möglich, ein rigoroses, praktikables mathematisches Modell zur gleichzeitigen Bestimmung von Anlagen- und Gebotsplanung aufzustellen? 5) Welche Zielkonflikte bestehen zwischen Anlagen- und Gebotsplanung und welche Auswirkungen haben sie? 6) Inwieweit ist es möglich, Modelle zur Planung von Energieressourcen schneller zu lösen und dabei eine ausreichend hohe Lösungsqualität beizubehalten?

Die Bundesregierung plant im Rahmen der Energiewende den Anteil von erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in Deutschland von heute rund 25% auf 80% bis zum Jahr 2050 auszubauen. Damit stehen auch dem Stromsektor in Sachsen grundlegende Veränderungen bevor. Derzeit leistet im Freistaat Sachsen die Braunkohle den größten Beitrag zur Elektrizitätsbereitstellung. Mit dem zunehmenden Ausbau an erneuerbaren Energien steigt der Anteil dargebotsabhängiger Energieträger. Daraus resultieren technische und wirtschaftliche Herausforderungen für das bestehende Energiesystem, wie z.B. die künftige Bereitstellung von Systemdienstleistungen. Mit diesen und weiteren Fragestellungen zur Transformation des Elektrizitätssystems haben sich Nachwuchswissenschaftler der TU Dresden in den vergangenen zwei Jahren im Rahmen des vom Europäischen Sozialfonds – ESF geförderten Projekts EnerSAX auseinander gesetzt. Neben der Erstellung einer Potenzialanalyse für Sachsen wurden sowohl technische Fragestellungen,wie z.B. die Auswirkungen der Integration erneuerbarer Energien auf die Übertragungs-, Verteilungs-und Niederspannungsnetze, als auch ökonomische Fragestellung, wie z.B. die künftige Ausgestaltung der Regelenergiemärkte, untersucht. Durch die Zusammenarbeit der Nachwuchsforscher aus den Bereichen der Elektrotechnik und Energiewirtschaft konnten so integrierte Lösungsansätze zur Ausgestaltung einer weitgehend auf erneuerbaren Energien beruhenden Energieversorgung mit dem Fokus auf Sachsen im transnationalen Kontext erarbeitet werden. Die wesentlichen Ergebnisse aus dem Projekt werden in diesem Buch vorgestellt.