Netzplanung gemäß Netzentwicklungsplan 2030

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1 Netzplanung gemäß Netzentwicklungsplan 2030 Martin Lips, Referat Netzentwicklung Bürgerdialog Stromnetz Hofheim in Unterfranken,

2 Themenübersicht Warum brauchen wir Netzausbau Die fünf Schritte des Netzausbaus Prozess der Netzentwicklungsplanung Szenariorahmen Regionalisierung Marktmodell Netzberechnung Netzausbaubedarf Rahmenbedingungen NEP

3 Warum brauchen wir den Netzausbau? Wind offshore Export Import Wind onshore 5,4 GW (2017) Zubau bis 2030: 11,6 14,6 GW 50,5 GW (2017) Zubau bis 2030: GW Räumliche Darstellung der für den 2. Juni 2030, 17 Uhr, prognostizierten Leistungsbilanzen an den deutschen Höchstspannungsknoten (Stunde 3.666, Szenario B 2030) Photovoltaik Kernkraftwerke geplante Abschaltung abgeschaltet 42,4 GW (2017) Zubau bis 2030: 30,5 62,1 GW 3

4 Warum brauchen wir den Netzausbau? Überlastungen des Ist 2015 Startnetzes im Jahr 2030 Szenario 2035 Der Ausbau der Erneuerbaren und der Atomausstieg führen zu hohem Übertragungsbedarf vom Norden in den Süden. Das bestehende Übertragungsnetz kann diesen Bedarf nicht bewältigen. Es wäre an vielen Stellen oft überlastet. Quellen: Übertragungsnetzbetreiber, Bundesnetzagentur Daten und Prognose basieren auf aktuellem Szenariorahmen und folgen aus EEG

5 Die 5 Schritte des Netzausbaus 5

6 Prozess der Netzentwicklungsplanung I SZENARIO- RAHMEN II REGIONALI- SIERUNG III MARKT- MODELL IV NETZ- BERECHNUNG V NETZAUSBAU- BEDARF Szenario A 2030 Szenario B 2030 Szenario C 2030 Räumliche Zuordnung von Ein- und Ausspeisung Stunden- und knotengenaue Simulation der Einspeisung Netzbezogene Berechnungen und Analysen bedarfsgerechte Maßnahmen Szenario B 2035 iterierend EE-Quoten, Schicksal der Konventionellen Wo speisen die Erneuerbaren Energien ein? Wer produziert wann Strom? Wann und wo ist das Netz überlastet? Was sind die richtigen Maßnahmen? (NOVA-Prinzip, Technologie) 6

7 I Szenariorahmen Genehmigung des Szenariorahmens nach 12 a EnWG Dieser wird alle zwei Jahre mit den Übertragungsnetzbetreibern erstellt Mindestens 3 Entwicklungspfade (Szenarien) Öffentlichkeit wird mit einbezogen (Konsultation) Ziel: Ende Frühling / Anfang Sommer eines geraden Kalenderjahres wird der Szenariorahmen von der Bundesnetzagentur genehmigt. 7

8 I Szenariorahmen Inhaltliche Fragen Wird der Stromverbrauch ab- oder zunehmen? Schreitet der Ausbau der verschiedenen erneuerbaren Energien schneller, gleichbleibend oder langsamer voran als heute? Wie viel installierte Leistung wird bei den einzelnen Energieträgern (zum Beispiel Steinkohle, Gas, Wasserkraft) jeweils zur Verfügung stehen? Wie wird Strom mit den europäischen Nachbarländern ausgetauscht? Antworten auf diese und weitere Fragen liefern zum Beispiel gesetzliche Vorgaben, die Kraftwerksliste und einschlägige Studien. 8

9 Szenariorahmen Der neue Szenariorahmen zum NEP berücksichtigt das angestrebte Ziel von circa 65% EE-Anteil in 2030 * inkl. VNB Netzverlusten 9

10 II Regionalisierung Regionalisierung: Verfahren zur räumlichen Verteilung der Stromerzeuger und Stromverbraucher Die bestehende und zuzubauende Erzeugungsleistung sowie die zu erwartende Last werden den rund 450 Netzknoten in Deutschland zugeordnet Konventionelle Erzeugung Entsprechend der genehmigten Kraftwerksliste Erneuerbare Energien Flächenansatz bei Wind-Onshore und PV Regionalisierung auf Basis von ausgewiesenen Windvorrangs- und Windeignungsflächen bzw. verfügbaren Dach- und EEG geförderten Freiflächen 10

11 II Regionalisierung - Ergebnisse Quelle: ÜNB Installierte Leistung in GW 11

12 III Marktmodellierung Wesentliche Eingangsparameter: Deutscher Kraftwerkspark (genehmigter Szenariorahmen) Wetter und Lastkurve des Jahres 2012, Lastmodellierung unter Berücksichtigung neuer Stromanwendungen Brennstoffpreise Berücksichtigung des europäischen Auslands: Europäischer Kraftwerkspark, europäische Stromnachfrage, Grenzüberschreitende Kapazitäten Vorgehen: Ökonomischer Vorrang der Erneuerbaren Must-run Anlagen (z.b. Wärmeauskopplungen bei KWK) Last, die von Erneuerbaren Energien nicht bedient werden kann, wird durch Einsatz konventioneller Kraftwerke gedeckt Ergebnis: Prognose des Kraftwerkseinsatzes für jede der Stunden des Zieljahres Einspeise- und Lastsituation für jede der Stunden des Zieljahres Der Markt bestimmt den Energiemix das Netz unterscheidet nicht Das Netz ist auf das Tagesgeschehen (Markt) dimensioniert, nicht auf Extremsituationen! 12

13 III Marktmodellierung - Ergebnisse Quelle: ÜNB Stromerzeugung vs. Stromverbrauch in TWh 13

14 IV Netzberechnung Für jedes der vier Szenarien wird die Einspeise- und Lastsituation für jede einzelne Stunde des Jahres (2030/2035) betrachtet Netznutzungsfälle je Szenario Netznutzungsfälle werden auf ein Modell des Übertragungsnetzes übertragen ca Netzknoten in Europa Stromkreise rund Transformatoren km Netzlänge (Leitungen) Daraus ergeben sich für diese einzelnen Netzelemente Betriebsund Belastungswerte Belastungswerte dürfen dabei bestimmte Bandbreiten nicht verlassen, da sonst die Netzstabilität gefährdet würde Hohe Auslastungssituationen (z.b. viel Wind, geringe PV, hohe Last) sind bei der Netzberechnung besonders relevant 14

15 Von der Überlast zum Netzausbau Vorschlag durch ÜNB ausgehend von Überlastungen NOVA - Prinzip Prüfung durch BNetzA 15

16 Erste Prüfschritte - Netzoptimierung Ist Freileitungsmonitoring richtig berücksichtigt? Ist die Netztopologie sinnvoll, oder sind Optimierungen möglich? Kann durch lastflusssteuernde Elemente (z.b. Phasenschiebertransformatoren) das Netz entlastet werden? Kann durch einen optimalen Blindleistungshaushalt die Netzbelastung reduziert werden? Erst dann werden Maßnahmen zur Verstärkung oder Ausbau des Netzes geprüft! 16

17 Prüfkonzept Einzelmaßnahme Wirksamkeit & Erforderlichkeit Behebt oder lindert die Maßnahme eine Überlastung? Ist die Maßnahme mit mindestens 20% ausgelastet? Sonstige Erwägungen Gibt es darüber hinaus Gründe, die eine Bestätigung oder die Ablehnung einer Maßnahme rechtfertigen? 17

18 Wirksamkeit Überprüfung der (n-1)-sicherheit mittels Ausfallrechnung ohne Maßnahme mit Maßnahme 18

19 Auslastung [%] Auslastung [%] Erforderlichkeit Überprüfung der maximalen Auslastung im Jahr 60 Jahresrechnung Stunden Maximale Auslastung > 20% Erforderlichkeit bestätigt 19

20 Beispiel Netzberechnung Software INTEGRAL Vorname Name Veranstaltung Bundesnetzagentur

21 Ergebnisse Startnetz vs. BBP 21

22 BBP vs. BBP+B

23 BBP vs. BBP+B

24 Netzausbaubedarf des NEP von 165 Maßnahmen sind bestätigungsfähig entspricht ca km Aus- und Umbau (950 km zusätzlich zum geltenden BBP) Alle im BBP enthaltenen Maßnahmen sind erneut bestätigungsfähig 24

25 Rahmenbedingungen NEP Der aktuelle NEP Prozess soll drei wesentliche Moving Targets aufgreifen EEG-Novellierung zum Erreichen von 65 % EE-Anteil am Bruttostromverbrauch bzgl. EE-Ausbau und Verteilung zwischen den EE-Energieträgern Ergebnis der Kommision zu Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung (aka Kohlekommision) bzgl. Kohleausstieg Ergebnis des Verfahrens zum Clean-Energy-Package der EU bzgl. der Bewirtschaftung von Interkonnektoren 25

26 Grobabschätzung 65% Im Prozess zum NEP2024 wurden bereits Szenarien mit ca. 65 % EE-Anteil untersucht Die Übertragungsnetzbetreiber schlugen damals sechs (C2024) bis acht (B2034) zusätzliche HGÜ-Systeme vor Dies soll nur der Veranschaulichung der anstehenden Herausforderungen dienen. Da sich viele andere Randbedingungen seit 2014 geändert haben, ist ein Rückschluss auf konkrete Maßnahmen nicht zulässig 26

27 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit 27

28 Back up 28

29 Maßnahme P43/P44 Bundesnetzagentur 29

30 Szenariorahmen Der letzte Szenariorahmen zum NEP berücksichtigt das EEG-2017 mit dem Ziel 55-60% EE-Anteil in 2035 * inkl. VNB Netzverlusten 30

31 Bundesbedarfsplan - Bundesfachplanung Inhalt des Bundesbedarfsplans: Festlegung der energiewirtschaftlich notwendigen Vorhaben und der Anfangs- und Endpunkte Bundesfachplanung Suche nach einem groben Verlauf der Leitung (Trassenkorridor) zwischen den Anfangs- und Endpunkten Prüfung, ob überwiegende öffentliche oder private Belange entgegenstehen Prüfung von ernsthaft in Betracht kommenden Alternativen Strategische Umweltprüfung A B 31

32 Bundesfachplanung - Planfeststellung Ergebnis der Bundesfachplanung: 500 bis Meter breiter verbindlicher Trassenkorridor für die spätere Trasse A B Im Planfeststellungsverfahren wird geklärt: Genauer Verlauf der Leitung (grundstücksscharf) Bei Erdkabel: Anzahl und genauer Verlauf der Kabel, Verlegetechnik (Tunnelbauweise, offene Bauweise) Bei Freileitung: Art, Höhe und Standort der Masten Ggf. Standorte für Nebenanlagen A B 32

33 Kostenvergleich Drehstromübertragung Freileitung: Erdverkabelung: 1-1,4 Mio. / km davon % Kosten für die Leiterseile 3 bis 10-fach höher Gleichstromübertragung Freileitung: 2 Mio. / km Erdverkabelung: 2 bis 3-fach höher (bezogen auf ein System) Technologienübersicht Das deutsche Höchstspannungsnetz: Technologien und Rahmenbedingungen. Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) 33

34 Kostenvergleich Auszug aus dem Netzentwicklungsplan

35 Kosten Netzentwicklungsplan Kosten NEP-2. Entwurf Szenarien A2030, B2030 und C2030 (Annahmen der ÜNB) Mrd. 6 Mrd. (Startnetz) Mrd. (Zubaunetz) Kosten des bestätigten NEP (Annahme der BNetzA) Mrd. 6 Mrd. (Startnetz) Mrd. (Zubaunetz) Die Kostenabschätzung basiert auf den Angaben der Übertragungsnetzbetreiber zum NEP Bei Drehstrommaßnahmen sind etwaige Verkabelungsmehrkosten nicht enthalten. Offshore-Netzentwicklungsplan Kosten O-NEP-2. Entwurf 2030 (Annahmen der ÜNB) 17 Mrd. 4 Mrd. (Startnetz) 13 Mrd. (Zubaunetz) Kosten des bestätigten O-NEP (Annahme der BNetzA) 17 Mrd. 8 Mrd. (Startnetz)* 9 Mrd. (Zubaunetz) Die Kostenabschätzung basiert auf den Angaben der Übertragungsnetzbetreiber zum O-NEP * Nach dem Gebotstermin zum 1. April 2017 sind die Anbindungssysteme NOR-3-3 (DolWin 6), NOR-1-1 (DolWin 5) sowie NOR-7-1 (BorWin 5) Teil des Startnetzes und nicht mehr des Zubaunetzes. 35