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Die Wettermodelle GME, COSMO EU und COSMO DE des Deutschen Wetterdienstes sind in der Lage kontinentale, nationale und regionale Vorhersagebereiche abzudecken.
© DWD
Optimierte Prognosemodelle
19.03.2013

Dies ist ein Beispiel für die Darstellung von Wahrscheinlichkeiten zur Änderung der Windgeschwindigkeit über Tage. Der rote Bereich ist eine besonders sichere Vorhersage.
© DWD

In Deutschland sind 2012 circa 30 Gigawatt Windenergie angeschlossen. Die Karte zeigt die regionale Verteilung der installierten Leistung.
© Fraunhofer IWES, IWET 2010

Wind- und Solarstrom besser prognostizieren

Bei einer optimierten Netzintegration von Wind- und Solarstrom helfen genauere Prognosemodelle. Diese verbinden regionale Wettervorhersagen mit Leistungsdaten der Anlagen. Damit können auch die erneuerbaren Energien zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen. Das Forschungsprojekt EWeLiNE erarbeitet in den nächsten drei Jahren die Grundlagen für diese Modelle.

Künftig werden wetterabhängige Energieerzeuger, wie Windparks und Photovoltaikanlagen, einen immer größeren Beitrag zur Stromversorgung in Deutschland leisten. Im Netz muss dieser Wind- und Solarstrom aber möglichst gut mit den fossilen Kraftwerkskapazitäten zusammenwirken, um Versorgungssicherheit und Stromqualität zu gewährleisten. Nur so lässt sich die notwendige Reserveleistung im Stromverbund begrenzen. Die Netzbetreiber wollen mit einem gewissen zeitlichen Vorlauf von bis zu 72 Stunden, im Idealfall 96 Stunden, wissen, mit welchen Strommengen der erneuerbaren Erzeuger sie rechnen können und mit welchen Unsicherheiten diese Prognosen behaftet sind. Der Leiter des Kasseler Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES, Professor Clemens Hoffmann, erklärt hierzu: „Ohne die Weiterentwicklung unserer Wetter- und Leistungsvorhersagen können wir ein auf erneuerbaren Energien basierendes Stromversorgungssystem weder wirtschaftlich noch sicher betreiben.“ Das Forschungsprojekt EWeLiNE, das vom Deutschen Wetterdienst (DWD) und Fraunhofer IWES gemeinsam konzipiert wurde, soll die Prognosesicherheit erheblich steigern.

Prognosesysteme der nächsten Generation

Das neue Modell berücksichtigt nicht nur, wie bisher, eine detaillierte regionale Wettervorhersage, sondern bezieht erstmals auch die Leistungsdaten der Wind- und Solaranlagen in die Prognose ein. Dabei wird nicht allein der in einer bestimmten Region in den kommenden 48 Stunden zu erwartende Wind als Grundlage genommen. Zusätzlich wird auch modelliert, welche Strommenge die tatsächlich in diesem Zeitraum dort am Netz befindlichen Windanlagen produzieren werden. Die Prognosen sollen dadurch eine verlässliche Grundlage für energiewirtschaftliche Entscheidungen werden, beispielsweise für den Netzbetrieb oder die Strombörse. „Dieser Herausforderung wollen wir uns stellen und unsere Wettermodelle noch besser an die Belange der Energiewirtschaft anpassen“, sagt Hans-Joachim Koppert, Vorstandsmitglied und Leiter des Geschäftsbereichs Wettervorhersage beim DWD.

Dabei erfolgt die Modelloptimierung in zwei Richtungen: Die meteorologische Vorhersage wird genutzt, um die zu erwartende Einspeisung vorauszuberechnen. Umgekehrt wird die tatsächlich eingespeiste Leistung genutzt, um die Prognose zu überprüfen und die meteorologischen Modelle zu verfeinern. Gerade aus der Kombination der Daten aus unterschiedlichen Quellen erhoffen sich die Forscher entscheidende Fortschritte.
Leistungsprognosen sollen Aussagen für unterschiedliche Bereiche treffen: Von der Einzelanlage, über den Park, die Region, den Netzknoten, die Regelzone bis hin zu Gesamtdeutschland. Dabei wollen die Forscher mit dem Modell über die bisher üblichen deterministischen Aussagen, die das Wetter und die Leistungsabgabe möglichst exakt beschreiben, hinausgehen. Ein Schwerpunkt der Entwicklung sind daher Aussagen, die auch die Wahrscheinlichkeiten und Unsicherheiten von Prognosen abbilden, die sogenannten probabilistische Aussagen.

EWeLiNE baut auf starke Partner

Neben dem Fraunhofer IWES und dem DWD sind weitere Beteiligte im Forschungsprojekt die Übertragungsnetzbetreiber Amprion, TenneT TSO und die 50Hertz Transmission sowie ein projektbegleitender Industrie- und Lenkungskreis. Ihm gehören Nutzer von Wind- und Leistungsprognosen, wie zum Beispiel Direktvermarkter von Strom aus erneuerbaren Energien, die Anbieter derartiger Prognosen sowie Wissenschaftler themenverwandter Forschungseinrichtungen an. Dieser Beirat soll unter anderem sicherstellen, dass die entwickelten Prognosemodelle universell von verschiedenen Anbietern in standardisierten Datenformaten angeboten werden können. Auch bei der Definition des Anforderungsprofils bringen die Anwender ihre Erfahrungen ein. Das Bundesumweltministerium fördert dieses noch bis 2016 laufende Projekt mit etwa sieben Millionen Euro.

(mi)

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