Netzentwicklungsplan 2012 Konsequenzen für Amprion

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1 Netzentwicklungsplan 2012 Konsequenzen für Amprion Bochum Gerald Kaendler, Leiter Asset Management, Amprion GmbH

2 Inhalt 1. Energieerzeugung in Deutschland heute 2. Netzentwicklungsplan: Methodik und wesentliche Arbeitsschritte 3. Transportbedarf 2022 in Deutschland 4. Warum brauchen wir Overlay-Netz für den weiträumigen Energietransport? 5. Innovative Lösungen: ALEGrO & Ultranet 6. HGÜ-Versuch Datteln 7. Fazit 3

3 1 Energieerzeugung in Deutschland heute

4 Max. EE*-Einspeisung vs. Netzlast Deutschland Zeitraum: Montag, 04. Juni bis Freitag, 15. Juni MW Wind D** PV D ** EE D** Nachfrage D (hochskaliert) ** Konventionelle Erzeugung max. EE*-Einspeisung > MW *EE: Wind+PV **Abschätzung/Hochrechnung 5 Systemführung Netze Brauweiler Analyse prägnanter Netzsituationen 2011 / 2012 Amprion

5 Windenergie: Installierte Leistung und Erzeugung Zeitraum: 01. Januar bis 30. Juni Wind D MW Installiert Wind D max. Wind: MW ca. 86% ( ) min. Wind: 208MW ca. 0,7% ( ) h Erzeugungsganglinie (h-werte) 6 Systemführung Netze Brauweiler Betriebliche Erfahrungen mit der Energiewende Amprion

6 Solarenergie: Installierte Leistung und Erzeugung Zeitraum: 01. Januar bis 30. Juni PV D Installiert PV D MW max. PV : MW ca. 75% Pfingsten ( ) h Erzeugungsganglinie (h-werte) 7 Systemführung Netze Brauweiler Betriebliche Erfahrungen mit der Energiewende Amprion

7 EE*: Installierte Leistung und Erzeugung Zeitraum: 01. Januar bis 30. Juni EE D Installiert EE D MW min. EE*: 356MW Wind: 356MW PV: 0MW ca. 0,6% ( ) max. EE*: MW Wind: MW PV: MW ca. 48% ( ) h * EE: Wind+PV Erzeugungsganglinie (h-werte) Systemführung Netze Brauweiler Betriebliche Erfahrungen mit der Energiewende Amprion

8 und Energieexport Deutschlands MW Korrelation Windeinspeisung Energieaustausch DE h-werte für 2011 P DE Trendlinie Komplexität und Anzahl möglicher Betriebssituationen steigt deutlich: neue Methoden und Werkzeuge in der Netzplanung erforderlich P Quelle: Amprion GmbH P install % Bochum

9 2 Netzentwicklungsplan: Methodik und wesentliche Arbeitsschritte

10 Netzentwicklungsplan (NEP): das novellierte EnWG regelt den Netzplanungsprozess der deutschen ÜNB s neu und schafft mehr Transparenz Erster NEP und dann jedes Jahr zum 3. März Einbeziehung der Öffentlichkeit durch mehrfache Konsultation BNetzA verantwortet wesentliche Prozessschritte Szenariorahmen Netzentwicklungsplan Bundesbedarfsplan erstellen von drei möglichen Entwicklungpfaden Netzplanung zur Identifikation von Maßnahmen Technologieauswahl Aufnahme der Vorhaben in BBP-Gesetz Genehmigung durch BNetzA Bestätigung des NEP durch BNetzA BReg Bochum

11 Konsultierter Szenariorahmen für Deutschland: Basis für die Bewertung des zukünftigen Transportbedarfs Leitszenario B (mit Ausblick auf 2032): Erhöhter Ausbau EE, erhöhte Leistung flexibler Erdgas-Kraftwerke, keine Umsetzung geplanter Kohle-Kraftwerke Szenario A: Moderater Ausbau EE, unterer Rand im Szenariorahmen, höherer Anteil konventioneller Kraftwerke (insb. Kohle) Szenario C: Ambitionierter Ausbau EE (Bundesländerzahlen), Kraftwerke wie in B 2022 C B Jahr 2022 Jahr 2032 A Bochum

12 Szenariorahmen liefert Informationen über installierte Kraftwerksleistung und Stromverbrauch in Deutschland BNetzA: Der genehmigte Szenariorahmen wird den gesetzlichen Anforderungen gerecht, da nicht alle denkbaren zukünftigen Entwicklungspfade, sondern nur die Bandbreite der wahrscheinlichen Entwicklungspfade abgebildet werden. Im Jahr 2022 wird in Deutschland eine installierte Kapazität von 13 GW Wind-KW offshore und 47,5 GW onshore erwartet Bochum

13 Marktsimulation: Überangebot an installierter Erzeugungsleistung erfordert Analysen des KW-Einsatzes Der reine Zahlenvergleich von Angebot und Nachfrage elektrischer Leistung deutet schon auf ein deutliches Überangebot im Jahr 2022 hin. (beispielhafte Zahlen NEP 2012) Installierte Erzeugungsleistung davon Konventionell davon Erneuerbare Energien Verbraucherleistung 220 GW 90 GW 130 GW 84 GW Verbesserte Kenntnis zukünftiger Kraftwerkseinsätze bei der vorrangig einspeisenden volatilen EE-Erzeugung verbessert die detaillierte Netzdimensionierung installierte Kraftwerksleistung Bochum

14 Marktsimulation: Aufbau des Modells EINGANGSDATEN DEUTSCHLAND Daten von Übertragungsnetzbetreibern Analyse Kraftwerkseinsatz und Energieaustausch Marktsimulation Analyse der Netzauslastung Übertragungsnetz Eingangsdaten Europa Blockscharfer Kraftwerkspark Kohle/Kernkraft Gas/Öl Stündliche Zeitreihen (EE-Erzeugung und Last) Übertragungskapazitäten Datenbasis: Szenariorahmen Erneuerbare (Wind/Solar) Wasserkraft AC und HGÜ Komponenten Kapazitäten Preise Verfügbarkeiten Reserveleistung Stündliche Berechnung 8760 Werte /Jahr Kraftwerkseinsatz Handelsflüsse Stündl. Berechnung führt methodisch zur Kappung von Erzeugungsspitzen Berechnung durch Übertragungsnetzbetreiber Bochum

15 3 Transportbedarf 2022 in Deutschland

16 DER NETZENTWICKLUNGSPLAN: WIE KOMMEN WIR VON DEM GENEHMIGTEN SZENARIORAHMEN ZUM TRANSPORTBEDARF 2022? LEITSZENARIO B2022: Wie kann am 11 Januar 2022 um 17:00 Uhr die Energieversorgung und Stromtransport in Deutschland aussehen? Am 11 Januar 2022 um 17:00 Uhr ist es bereits dunkel, Photovoltaik speist nicht mehr ins Netz ein. Der Tag ist sehr windig, 91% der Windkraftanlagen erzeugen Energie: Es werden 55,2 GW von der installierten Kapazität i.h.v. 60,5 GW ins Netz aufgenommen. Um 17:00 Uhr arbeiten noch die meisten Betriebe, die Netzlast liegt bei 81,6 GW. Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland und im benachbarten Ausland arbeiten im Pumpbetrieb. Exportsaldo Deutschlands liegt bei 15 GW, Netzverluste betragen 4 GW. Gesamter Leistungsbedarf (Verbrauch, Export, Verluste) liegen bei 100,6 GW. Fehlende Leistung zur Deckung des Leistungsbedarfs erzeugen sonstige regenerative Kraftwerke (10,4 GW) und thermische Kraftwerke (35 GW) Bochum

17 LAST UND EXPORT DEUTSCHLANDS, Last in den Regionen* 1 15,0 GW 2 6,0 GW 3 26,1 GW NETZLAST IN DEUTSCHLAND AM : 81,6 GW NETZVERLUSTE: 4 GW EXPORT DE-EU: 15 GW 5 4 8,1 GW LEISTUNGSBEDARF GESAMT: 100,6 GW ,5 GW 6 11,7 GW LAST- UND EXPORTSCHWERPUNKTE LIEGEN IM WESTEN UND SÜDEN DEUTSCHLANDS 7 10,5 GW * inkl. Netzverluste Bochum

18 WINDEINSPEISUNG AM : ERGEBNIS DER WETTERSIMULATION Windeinspeisung 1 23,6 GW 2 10,2 GW 3 8,3 GW 4 7,3 GW Starker Wind: ca. 90% der installierten Windkraftanlagen speisen ins Netz ein 60,5 GW inst. Leistung 55,2 GW Einspeisung Schwerpunkt der Winderzeugung liegt im Norden Deutschlands ,4 GW 6 1,6 GW 7 1,8 GW Bochum

19 ANTEIL SONSTIGER EE- EINSPEISUNG (I.W. BIOMASSE- UND WASSERKRAFT) AN LASTDECKUNG LIEGT BEI 10% Biomasse und Wasserkraft 1 1,5 GW 2 0,9 GW 3 1,3 GW 4 0,8 GW 5 0,4 GW 6 4,0 GW Die Produktion der Biomasse- und Wasser- Kraftwerke liegt bei 10,4 GW. Flexible regenerative Kraftwerksleistung wird bevorzugt bei Starklast eingesetzt. Schwerpunkt der Erzeugung liegt im süddeutschen Raum. 7 1,5 GW Bochum

20 PRODUKTION THERMISCHER KRAFTWERKE ERGÄNZT DEN LEISTUNGSBEDARF (35%- ANTEIL) Thermische Kraftwerke 1 4,3 GW 2 1,9 GW 3 13,5 GW 4 11,7 GW 5 1,1 GW 6 1,0 GW Schwerpunkt der konventionellen Erzeugung liegt am im Westen und Osten Deutschlands. Mit 35 GW Leistung aus thermischen Kraftwerken liegt die konventionelle Energieerzeugung unter 40% der Gesamtproduktion. 7 1,5 GW Bochum

21 2 LEISTUNGSBILANZ 2022 DEFINIERT DEN TRANSPORTBEDARF ,3 GW Leistungsbilanz der Regionen 1 14,4 GW 2 7,0 GW 3-3,0 GW 4 11,7 GW 5-3,5 GW 6-5,2 GW 7-5,7 GW Leistungsüberschuss i.h.v. 23,4 GW (Σ 1+2+ Import) im Norden Deutschlands bestimmt den Transportbedarf Nord Süd an der Grenze der Regionen 1+2 und 3+4. Leistungsdefizit im Süden Deutschlands i.h.v. 14,4 GW (Σ 5+6+7) und Export in die Alpenländer und Luxemburg (Pumpstrom) sowie nach Belgien i.h.v. 12,3 GW definieren den Leistungsfluss an der Regionen 3+4 und 5+6. Leistungsbilanz Region 1: -15,0 GW + 23,6 GW + 1,5 GW + 4,3 GW = 14,4 GW Bochum

22 2 LEISTUNGSBILANZ 2022 DEFINIERT DEN TRANSPORTBEDARF ,4 GW 26,7GW 10,3 GW Leistungsbilanz der Regionen 1 14,4 GW 2 7,0 GW 3-3,0 GW 4 11,7 GW 5-3,5 GW 6-5,2 GW 7-5,7 GW Leistungsüberschuss i.h.v. 23,4 GW (Σ 1+2+ Import) im Norden Deutschlands bestimmt den Transportbedarf Nord Süd an der Grenze der Regionen 1+2 und 3+4. Leistungsdefizit im Süden Deutschlands i.h.v. 14,4 GW (Σ 5+6+7) und Export in die Alpenländer und Luxemburg (Pumpstrom) sowie nach Belgien i.h.v. 12,3 GW definieren den Leistungsfluss an der Regionen 3+4 und 5+6. Leistungsbilanz Region 1: -15,0 GW + 23,6 GW + 1,5 GW + 4,3 GW = 14,4 GW Bochum

23 4 Warum brauchen wir Overlay-Netz für den weiträumigen Energietransport?

24 Lastferne EE-Erzeugung stellt das Transportnetz vor neue Herausforderungen ++ Offshore- Windparks X Leistungsbilanz 2012 [MW] Leistungsbilanz 2022 * [MW] * - NEP 2012, Szenario C Bochum

25 Netzausbau vs. Erhöhung von Dauerstrom I d für ein Energietransport-Szenario + Netzausbau Erhöhung Dauerstrom I d (z.b. Hochtemperaturseile) Max. Leistungsfluss bzw. Dauerstrom I d höher höher Reaktanz zwischen Erzeugung und Last geringer konstant Ohmscher Widerstand zwischen Erzeugung und Last Spannungswinkel zwischen Erzeugung und Last geringer konstant Hochtemperaturseile: konstant Querschnittsteigerung: geringer höher Position des Winkelzentrums konstant Richtung Last bzw. Süden 26

26 Übertragungseigenschaften des Systems werden von der induktiven Reaktanz maßgeblich bestimmt X X X 27

27 Stufe 2: Thermische Kapazität ist nicht alles! Wir benötigen ein stabiles System! 300 km 1800 MW Blindleistung in aller Kürze: Der Blindleistungsbedarf des Systems hängt von der Reaktanz X ab +U [kv] Für P Übertragung > P Natürlich steigt der Blindleistungsbedarf des Systems quadratisch Die Gefahr eines Spannungskollapses steigt, insbesondere im Falle außergewöhnlicher Netzstörungen Weltweit ist der Spannungskollaps eine der häufigsten Blackout Ursachen 28 Bochum 21. November 2012

28 Spannungsstabilität: Querkompensation erhöht die übertragbare Leistung nur im begrenzten Bereich X P2, Q2,kap Einfluss von Querkompensation U 1 U 2 R U 2 / p.u U1 U = 2,kap ± 2 1 2,kap U Q X X P XU Q 2 4 0, P 2 / p.u. Stabiler, weiträumiger Energietransport erfordert den Einsatz alternativer Übertragungstechnologien, Querkompensation hilft nur begrenzt 29 Bochum 21. November 2012

29 (LEIT-)SZENARIO B 2022 Optimierung in bestehenden Trassen AC-Neubau in Bestandstrassen: km AC-Verstärkungen und AC-Stromkreisauflagen auf Bestandstrassen: DC-Stromkreisauflage: km 300 km Netzausbau in neuen Trassen AC-Trassenneubau: 4 DC-Korridore: Übertragungsleistung: DC-Trassenneubau: Abgeschätzte Investition: km 10 GW km 20 Mrd Mai 2012 Veröffentlichung Entwurf NEP

30 5 Innovative Lösungen: ALEGrO & Ultranet

31 Zukunftsfähige Netzstruktur in B2022 erfordert Netzausbau und innovative Technologien Ausbau und Optimierung des Netzes bei Amprion Neubau von AC-Leitungen (Drehstrom) insbesondere in Bestandstrassen Hochtemperaturleiterseile HVDC (Hochspannungsgleichstromübertragung) HVDC auf bestehendem Gestänge Teilverkabelung (EnLAG) in sensiblen Bereichen Innovative Technologien müssen zunächst in der Praxis getestet werden, bevor sie im großen Maßstab zum Einsatz kommen! 32 Bochum 21. November 2012

32 Pilotprojekte von Amprion Teilverkabelungspilotprojekt Gasisoliert Leitungen (GIL) am Flughafen Frankfurt Versuchsaufbau eines DC Stromkreises auf bestehendem Gestänge in Datteln Hochtemperaturseile für höhere Übertragungsleistung 33

33 ALEGrO wird die neue Stromautobahn zwischen Deutschland und Belgien Aachen Lüttich Electricity Grid Overlay Stromautobahn von Düren/Aachen nach Lixhe (BE) ca. 100 km Gleichstromübertragung per Erdkabel von/nach Belgien DC Konverteranlage zur Umwandlung AC DC + - Höchstspannungs- Gleichstromkabel AC rund MW Anbindung an das Netz von Amprion 34 Bochum 21. November 2012

34 AC/DC-Hybridfreileitungsgestänge (110-/380-kV AC und 400-kV DC) erfordert Grundsatzanalysen AC-System R DC-System + Konzeptidee Führung von Wechsel (AC)- und Gleichspannungsstromkreisen (DC) auf einem Gestänge S T k - Hierzu existieren weltweit bislang keine betrieblichen Erfahrungen: Pilotprojekt! R S T AC-System R S T AC-System Ziel der Untersuchung Analyse der Effekte zwischen Gleich- und Wechselspannungsstromkreisen bei unterschiedlichen Witterungsbedingungen 35 Bochum 21. November 2012

35 6 HGÜ-Versuche Datteln

36 Aufbau der Anlage 37 Bochum 21. November 2012

37 Ansicht des Versuchsaufbaus

38 Anschluss an die Freileitung Bipol-Betrieb: + positiver Pol - negativer Pol k Neutralleiter - + k 39 Bochum 21. November 2012

39 Ohmsche Querkopplung -> Einfluss auf Transformatoren Beeinflussung von Betriebsmitteln mit magnetischem Kern (z.b. Transformatoren) Vergleich der Verluste für Trafos mit Nenninduktion von ca. 1.4 T Anstieg der durch Magnetostriktion bedingte Effekte Höhere Ummagnetisierungsverluste (Erwärmung) Anstieg der Geräuschemission Anstieg der mechanischen Dauerbelastbarkeit Ab ca. 1A können lokale Hot- Spots im Transformator entstehen Bei ca. 200 ma werden Trafos um ca. 5dB lauter ggü. Nennlast 40 Bochum 21. November 2012

40 7 Fazit

41 Fazit: Ein zuverlässiges Übertragungsnetz ist Grundvoraussetzung für die Umsetzung der Energiewende Die zukünftige Stromerzeugung wird auf lastferner Erzeugung (Wind, Solar und Wasser) basieren Verstärkung und Ausbau der Nord-Süd-Transportachsen ist erforderlich für die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende NRW leistet wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit insbesondere in Zeiten geringer Einspeisung aus regenerativen Energiequellen Das Übertragungsnetz steht vor einem Technologiesprung mit entsprechend großem Forschungsbedarf Vielen Stakeholdern und Teilen der Öffentlichkeit ist der Zusammenhang zwischen regenerativer Energieerzeugung und Ausbau des Netzes nicht bewusst die Kommunikation ist eine übergreifende Aufgabe 42 Bochum 21. November 2012

42 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Das starke Netz für Energie Kontakt: