windenergie report deutschland 2013

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1 FRAUNHOFER-INSTITUT FüR WINdENERGIE UNd ENERGIESySTEmTEcHNIk IWES windenergie report deutschland 2013 FRAUNHOFER VERLAG

2 herausgeber: Dr. Kurt Rohrig Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) Bereich Energiewirtschaft und Netzbetrieb Königstor Kassel Redaktion: Volker Berkhout, Stefan Faulstich, Philip Görg, Berthold Hahn, Katrin Linke, Moritz Neuschäfer, Sebastian Pfaffel, Khalid Raik, Dr. Kurt Rohrig, Renate Rothkegel, Mark Zieße Foto Titelseite: BARD Rotorblätter BARD-Gruppe Satz: Grunewald GmbH, Kassel Druck: Silber Druck ohg, Niestetal Bibliograische Information der Deutschen Nationalbibliothek Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliograie; detaillierte bibliograische Daten sind im Internet über abrufbar. ISBN by FRAUNHOFER VERLAG, 2014 Fraunhofer-Informationszentrum Raum und Bau IRB Postfach , Stuttgart Nobelstraße 12, Stuttgart Telefon Telefax URL Alle Rechte vorbehalten Dieses Werk ist einschließlich aller seiner Teile urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung, die über die engen Grenzen des Urheberrechtsgesetzes hinausgeht, ist ohne schriftliche Zustimmung des Verlages unzulässig und strafbar. Dies gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mikroverilmungen sowie die Speicherung in elektronischen Systemen. Die Wiedergabe von Warenbezeichnungen und Handelsnamen in diesem Buch berechtigt nicht zu der Annahme, dass solche Bezeichnungen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz- Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und deshalb von jedermann benutzt werden dürften. Soweit in diesem Werk direkt oder indirekt auf Gesetze, Vorschriften oder Richtlinien (z.b. DIN, VDI) Bezug genommen oder aus ihnen zitiert worden ist, kann der Verlag keine Gewähr für Richtigkeit, Vollständigkeit oder Aktualität übernehmen.

3 Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik windenergie report deutschland 2013 Fraunhofer Verlag

4 WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND

5 Special Report die technische netzprüfung der bundesnetzagentur dr Swantje Heers, Thomas dederichs und Achim Zerres herausforderungen der netzplanung und netzprüfung in Zeiten der energiewende Der Wandel der Stromerzeugung verlangt gravierende Anpassungen der Infrastruktur zur Übertragung und Verteilung elektrischer Energie. So wurde durch Übernahme europäischer Vorgaben aus der Binnenmarktregulierung (2009/72/EG) im Rahmen der Novellierung des EnWG in 2011 eine Netzplanung institutionalisiert, die hohen Anforderungen an Transparenz und Nachvollziehbarkeit genügt und weltweit ihresgleichen sucht. Der jährlich von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) gemeinsam erstellte und anschließend durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) geprüfte Netzentwicklungsplan steht dabei unter besonderer Beobachtung durch die Marktteilnehmer und die Öffentlichkeit. Ziele der energieversorgung und prüfung Es herrscht heute weit verbreiteter Konsens, dass für eine efiziente und umweltverträgliche Energieversorgung der Bau der notwendigen Stromnetze unabdingbare Voraussetzung ist. Bau und Planung von Netzen sind gleichwohl nicht unumstritten. Wegen der damit verbundenen Kosten, der Inanspruchnahme von Landschaft und der tatsächlichen oder befürchteten Auswirkungen auf Lebensqualität und Vermögen von Anwohnern ist der Netzausbau längst nicht mehr nur eine ingenieurstechnische Frage. Die Ansprüche der Öffentlichkeit an die Netzplanung haben sich daher in den letzten Jahren massiv gewandelt. Getrieben von einem klassischen Optimierungsproblem der Art so viel wie nötig, so wenig wie möglich haben sich weitere Themenkomplexe in den Vordergrund gedrängt. So inden sich bei der Planung von Netzen eine Reihe von konkurrierenden Zielen, zu denen ohne Anspruch auf Vollständigkeit und Gewichtung gehören: Angemessenheit in Hinblick auf die Beeinträchtigung anderer Rechtsgüter Wirksamkeit zur Erreichung der angestrebten Ziele Realisierbarkeit im vorgesehenen Zeitrahmen Objektivität Transparenz Nachvollziehbarkeit Robustheit im Hinblick auf eine von den Planungserwartungen abweichende Entwicklung der Energiewirtschaft unterschiede zwischen netzplanung und prüfung Der Netzentwicklungsplan hat nach 12b Abs. 1 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) den in den kommenden 10 Jahren erforderlichen Netzausbaubedarf zu ermitteln. Diese Aufgabe wird in einem mehrstuigen Entwicklungsprozess gelöst, der sich jährlich wiederholt und an dessen Ende der Netzentwicklungsplan steht [2,3]. Auf Basis eines genehmigten Szenariorahmens [4,5,6], einer Regionalisierung sowie einer Marktsimulation werden für alle Stunden eines Jahres (z. B. für 2023 im NEP 2013) die Ein- und Ausspeisungen ermittelt. Die Einspeisungen aus erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken an den einzelnen Netzknoten, die anliegenden Lasten sowie die Austauschsalden an den Grenzkuppelstellen deinieren für jede Stunde einen sogenannten Netznutzungsfall (NNF). Anhand von stationären Netzanalysen (d. h. Lastlussberechnungen) kann die Netzbelastung des sog. Startnetzes für jeden NNF bestimmt werden. Das Startnetz besteht dabei per Deinition der BNetzA aus dem heute vorhandenen Übertragungsnetz und wird ergänzt durch planfestgestellte oder im Bau beindliche Maßnahmen, sowie durch Vorhaben des EnLAG. Die ÜNB bestimmen auf Basis der Netzbelastungen des Startnetzes unter Beachtung ihrer Systemverantwortung und ihrer Planungsgrundsätze [1] die notwendigen Maßnahmen im deutschen Höchstspannungsnetz, die die ermittelten Engpässe beseitigen und einen sicheren Netzbetrieb gewährleisten. Die BNetzA muss bei ihrer Prüfung neben der Gewährleistung der Versorgungssicherheit auch die Verhältnismäßigkeit, Wirtschaftlichkeit und die Robustheit von Maßnahmen mit berücksichtigen. Sie muss in Betracht ziehen, dass sich die Zehnjahresprognosen von Erzeugung und Last immer wieder ändern können. Damit kann sich auch der notwendige Netzausbaubedarf von einem zum nächsten NEP wandeln. Zugleich soll vermieden werden, dass Maßnahmen von einem zum anderen Jahr zwischen einer Bestätigung und einer Nichtbestätigung pendeln. Netzausbau 81 TransnetBW

6 WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND 2013 die prüfung des netzentwicklungsplans durch die bundesnetzagentur Die BNetzA prüft die von den ÜNB vorgeschlagenen Netzausbaumaßnahmen sowohl daraufhin, ob die ÜNB die eigenen Planungsgrundsätze korrekt angewandt haben als auch auf die oben dargestellten ergänzenden Kriterien. Im Rahmen der Prüfung hat die BNetzA folgende Operationalisierungen der Kriterien wirksam und erforderlich gewählt [7,8]. wirksamkeit. Eine Maßnahme wird als wirksam eingestuft, wenn sie a. den (n-1)-sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes gemäß den Planungsgrundsätzen [1] sicherstellt, b. unverhältnismäßigen Aufwand zur Behebung von Überlastungen in unterlagerten Netzebenen vermeidet, c. zu einer gewollten Erhöhung der grenzüberschreitenden Transportkapazität ins Ausland führt, oder d. ungewollte physikalische Ringlüsse über das europäische Ausland deutlich reduziert. Auf die Punkte (b) (d) soll in diesem Beitrag nicht näher eingegangen werden, siehe hierzu jedoch [7,8]. Zur Überprüfung der Wirksamkeit einer Maßnahme im Sinne von (a) wird untersucht, inwieweit der sichere Netzbetrieb mit und ohne Maßnahme möglich ist. Dazu wird zunächst in dem von den ÜNB geplanten Netz ( Zielnetz ) die zu prüfende Maßnahme entfernt, d. h. es wird der Netzausbauzustand vor Durchführung der Maßnahme, aber mit allen anderen Ausbaumaßnahmen, untersucht. Mit Hilfe von Grundlastlussund (n-1)-ausfallrechnungen werden die resultierenden Leitungsbelastungen im deutschen Übertragungsnetz bestimmt. Stellen sich weder im Grundfall noch in den Ausfallsituationen Leitungsbelastungen von > 100% (Überlastung) ein, so ist die Notwendigkeit der Maßnahme nicht ersichtlich und diese folglich nicht wirksam bezüglich der Behebung einer Überlastung. Die betrachteten (n-1)-fälle umfassen dabei i.d.r. den Ausfall von Leitungen in den umliegenden Netzgebieten, die im Grundfall eine Auslastung von größer 50 % aufweisen. Werden hingegen Überlastungen festgestellt, werden die gleichen Untersuchungen mit der Maßnahme durchgeführt. Sind nun alle (betrachteten) Überlastungen beseitigt oder erheblich reduziert, ist die Maßnahme wirksam. Bei der Prüfung der Maßnahmen wurde gemäß den Planungsgrundsätzen der ÜNB [1] Freileitungsmonitoring, d. h. der witterungsabhängige Betrieb von Höchstspannungsleitungen zur Erhöhung der Stromtragfähigkeit berücksichtigt. Je nach Wettersituation kann die maximal zulässige Leitungsbelastung in den drei Windzonen Mittel- und Süddeutschland (bis maximal 115% Leitungsbelastung), Norddeutsches Tieland (maximal 130%) und in den Küstenregionen (maximal 150%) deutlich steigen. Weiterhin wurden Topologieänderungen (d.h. Schaltmaßnahmen) als mögliche Abhilfe für Betriebsmittelgrenzwertverletzungen berücksichtigt und in geringen Maße Verletzungen der Summenaustauschleistungen mit dem Ausland zugelassen. Eine ausführliche Beschreibung beindet sich in [7,8,9]. Der BNetzA wurde für jede Maßnahme ein Netzdatensatz übergeben, der die speziische Einspeise- und Lastsituation einer Stunde des Szenarios B2023 (Netznutzungsfall) umfasst. Jeder Datensatz enthält knotenscharf die Topologie des gesamten deutschen Höchstspannungsnetzes sowie vereinfachte Modelle der benachbarten europäischen Übertragungsnetze und deutscher Verteilungsnetze. Die Netzdaten wurden mit der Software Integral ausgewertet. Das Netz umfasst ca Netzknoten, 5500 Stromkreise und rund 1850 Transformatoren. Ebenfalls enthalten sind Leitungsparameter, elektrische Daten der Kuppelumspanner, Generatoren und HGÜ-Anlagen, Sammelschienenbelegungen sowie die Schaltzustände der Leitungen und aktiven Netzelemente. beispiel einer wirksamkeitsprüfung anhand des projektes 72, maßnahme 50: raum lübeck Kreis segeberg. Im Rahmen der Maßnahme wird von den ÜNB der Bau einer 380 kv-leitung in der Trasse der bestehenden 220 kv Leitung zwischen Raum Lübeck und Kreis Segeberg als notwendig angesehen (Netzverstärkung). Im Kreis Segeberg ist 82

7 Special Report Die Technische Netzprüfung der Bundesnetzagentur daneben der Neubau einer 380 kv-schaltanlage notwendig. HAMN Die ÜNB begründen die Maßnahme u.a. durch eine Netzüber NEP12 NEP12 lastung bei Ausfall einer der Leitungen zwischen Lübeck und Hamburg/Nord. Oft komme es auch zu Situationen, dass das in Herrenwyk angeschlossene Baltic Cable, welches das deutsche und das schwedische Netz verbindet, nicht oder zumindest nicht mit seiner vollen Kapazität betrieben werden kann. HAMN_AS_VK Zunächst wurde der Grundlastfall ohne und mit Maßnahme 50 untersucht. Hier ergab sich in der untersuchten Stunde 3204 ( , 12:00 Uhr) ohne die Maßnahme bereits im Grund fall eine Auslastung der Leitungen zwischen Lübeck und Hamburg/Nord von 71% ON PV BM 2167SO 2167LW LBEC 245.1/ GN Zur Simulation des (n-1)-falles sind in Abbildung 1 die Umspannwerke Hamburg/Nord (HAMN) und Lübeck (LBEC) in Ausschnitten dargestellt. Fällt eines der beiden Systeme zwischen Hamburg/Nord und Lübeck aus, so ist das verbleibende System mit 118% überlastet. Die Überlastung kann nicht durch Schaltmaßnahmen behoben werden. Abbildung 1: Umspannwerke Lübeck (LBEC) und Hamburg/Nord (HAMN) mit (n-1)situation ohne Maßnahme Im nächsten Schritt wurde die gleiche Untersuchung mit der neu geplanten Maßnahme durchgeführt. In Abbildung 2 ist Maßnahme 50 in Betrieb und die 220 kv-systeme zwischen Lübeck und Hamburg/Nord sind abgeschaltet. Fällt nun eines der beiden 380 kv-systeme zwischen Lübeck und Kreis Segeberg aus, so ist das parallele System mit 45,5% ausgelastet. Durch die Maßnahme kann die Situation also (n-1)-sicher beherrscht werden, da auch die Untersuchung weiterer Ausfälle nicht zu Überlastungen führt. Die Maßnahme wurde daher als wirksam eingestuft. erforderlichkeit. Maßnahmen, die im NEP bestätigt werden, müssen einen hinreichenden Nutzen im Netz generieren, auch wenn sich die Rahmenbedingungen wie z. B. die gesetzlichen Vorgaben oder die Annahmen des Szenariorahmens über den Planungszeitraum ändern können. Eine Maßnahme ist folglich erforderlich, wenn sie gegenüber Veränderungen in den Grundlagen der Netzentwicklungsplanung in einem gewissen Maße robust, d. h. auch unter Veränderungen der Eingangsparameter noch erforderlich ist. HGÜ X-HGÜ Abbildung 2: Umspannwerke Kreis Segeberg (KSEG), Lübeck (LBEC) und Hamburg/Nord (HAMN) mit (n-1)situation. Die Maßnahme 50 ist eingeschaltet KSEG RT 412.6/ /16.09 HAMN NEP NEP LBEC

8 WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND 2013 Zur Quantiizierung der Erforderlichkeit wurde die maximale Auslastung einer Maßnahme im Jahresverlauf herangezogen. Die Leitungsauslastung einer Stunde hi ist dabei deiniert als Verhältnis der Strombelastung (I(hi)) bezogen auf die Nennstromtragfähigkeit der Leitung (Ir), siehe Gleichung (1). Im Rahmen der Prüfung wird eine Maßnahme dann als erforderlich erachtet, wenn ihre maximale Auslastung mindestens 20% beträgt, siehe (2). Die Wahl der Grenzbelastung in Höhe von 20% erfolgte aus zwei Gründen: Die geforderte Mindestleitungsbelastung darf nicht zu hoch gewählt sein, um im späteren Netzbetrieb auch bei betriebsbedingten Abschaltungen oder anderen Vorkommnissen für den Fehlerfall gerüstet zu sein. Hoch ausgelastete Leitungen sind i.d.r. kaum in der Lage, den Ausfall anderer Betriebsmittel abzusichern. Die Auslastungsgrenze darf auch nicht zu niedrig gewählt sein, damit die Maßnahme bei veränderten Rahmenbedingungen weiterhin erforderlich bleibt. Der Wert von 20% wurde gewählt, weil unterhalb dieser Auslastung technisch gesehen auch Netzausbau in unterlagerten Netzen oder andere technische Varianten möglich sind. Das Erforderlichkeitskriterium führt nur bei Wechselstrommaßnahmen zu aussagekräftigen Ergebnissen, da sich dort die Auslastungen aus den physikalischen Gesetzmäßigkeiten des vermaschten Netzes ergeben. Bei Gleichstrommaßnahmen (HGÜ) kann die Auslastung über die Steuerbarkeit der Konverter gezielt eingestellt werden. Hier hat sich die BNetzA für den NEP 2012 und den NEP 2013 die Ergebnisse des Gutachtens der TU Graz zu eigen gemacht [10]. Das Gutachten kommt zu dem Schluss, die Erforderlichkeit und der Nutzen steuerbarer Transportkorridore sei evident, Untersuchungen der Auslastungen der von den ÜNB vorgeschlagenen vier HGÜ-Korridore lassen aber erkennen, dass eine Lösung mit einer geringeren Zahl von Korridoren vorzugswürdig sei. Die Prüfung der Erforderlichkeit erfolgte anhand eines Datensatzes des Zielnetzes, in dem der geplante Ausbauzustand des Szenarios B2023 im Normalschaltzustand abgebildet ist, und den die BNetzA zusätzlich zu den einzelnen NNF für die Wirksamkeitsprüfung erhalten hat. Anhand des Zielnetzes wurden die Jahresauslastungskurven der einzelnen Maßnahmen über Berechnungen aller 8760 NNF ermittelt und die Erforderlichkeit der NEP-Maßnahmen bewertet. Für das Projekt P72 M50 Lübeck Kreis Segeberg ist die Leitungsauslastung der Maßnahme in Abbildung 3 dargestellt. Die maximale Auslastung beträgt 30,6%. Die Maßnahme ist somit erforderlich. weiterentwicklung der prüfmethodik Die BNetzA wird in den kommenden Jahren sukzessive Verbesserungsmöglichkeiten ihrer Prüfung untersuchen. Einige der Weiterentwicklungen stellen gravierende Eingriffe in die bisherige Vorgehensweise dar und sind methodisch nicht einfach umsetzbar. auswahl der netznutzungsfälle und wetterjahre. Trotz der Erhöhung untersuchter Netznutzungsfälle auf 8760 Stunden je Szenario ist nur eine zweistellige Anzahl im Rahmen der (n-1)-rechnungen auslegungsrelevant für das Netz. Hier muss geprüft werden, ob eine Auswahl einzelner Stunden oder ausgewählter Zeiträume (z. B. Wochen) aus langen Wetterzeitreihen angebracht ist. mehr szenarien / sensitivitäten. Die bisherige Vorgehensweise stellt das Leitszenario in den Mittelpunkt, wohl wissend, dass die Zukunft nie exakt so eintreten wird. Ungewissheit indet vielmehr in der Bandbreite von Netznutzungsfällen und der Wahl der Auswahlkriterien Berücksichtigung. Verschiedene Konsultationsbeiträge und wissenschaftliche Untersuchungen [11] haben auf eine stärkere Berücksichtigung weiterer Szenarien gedrängt. Hiermit ist jedoch nicht zwingend eine höhere Legitimation der Prüfergebnisse verbunden, da auch bei einer Vielzahl von Szenarien keines die tatsächliche Entwicklung 84

9 Special Report Die Technische Netzprüfung der Bundesnetzagentur exakt prognostizieren kann. Auch muss im Hinblick auf die vom Gesetzgeber geforderte Nachvollziehbarkeit der Methodik ein Kompromiss zwischen Komplexität und Handhabbarkeit gefunden werden. betrachtungszeiträume statt betrachtungszeitpunkte. Ein weiterer Kritikpunkt liegt in der Fokussierung der Betrachtungen auf einen Zeitpunkt in 10 Jahren (sowie in reduziertem Umfang auch in 20 Jahren). Hier bieten die gleichen Studien [11] Ansatzpunkte für eine kontinuierlichere Betrachtung in kürzeren Intervallen. Unstreitig sind Verfahren mit kurzen Intervallen und entsprechend vielen Betrachtungszeitpunkten besser geeignet, ein so genanntes Lock-In zu vermeiden. Es gibt bisher im Bereich der Übertragungsnetzplanung jedoch keine Anzeichen dafür, dass lokale Optima eine deutlich geringere Efizienz hinsichtlich technischer oder ökonomischer Bewertungsmaßstäbe aufweisen. Zustandsabhängige prüfkriterien. Um dem Ziel der Robustheit Rechnung zu tragen, ist auch ein abweichendes Parameterset für bereits bestätigte Leitungen denkbar. In Anlehnung an die Regelungstechnik wäre hierbei die Bezeichnung Hysterese passend. Hierdurch wird ein häuig wechselndes Prüfergebnis für Leitungen vermieden, deren Notwendigkeit nur knapp gegeben ist. Stattdessen würden strengere Anforderungen an (noch) nicht bestätigte Leitungen gestellt, grundsätzlich bestätigte Leitungen würden in den Folgejahren jedoch nur noch einer eingeschränkten Prüfung unterzogen. Es bleiben darüber hinaus weitere Überlegungen, wie beispielsweise eine Abhängigkeit des Umfangs der Prüfung von der Größe des Projekts (sollen die gleichen Kriterien gelten für eine kurze AC-Netzverstärkung und eine HGÜ-Stromautobahn) sowie die Frage von der Pfadabhängigkeit der gefundenen Lösung (inwiefern wird eine auf lange Sicht sehr gute Lösung übersehen, da in den kurzfristigen Iterationsschritten des NEP gute Lösungen bestätigt werden). Häufigkeit (Anzahl Stunden) %-5% 5%-10% 10%-15% 15%-20% 20%-25% 25%-30% 30%-35% 35%-40% 40%-45% Leitungsauslastung 45%-50% max. Auslastung 30,6% 50%-55% 55%-60% 60%-65% 65%-70% Abbildung 3: Leitungsauslastung der Maßnahme 50 über 8760 Stunden literatur [1] Grundsätze für die Planung des deutschen Übertragungsnetzes, ÜNB, März 2012 [2] Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom 2012 vom , ÜNB, 2012 [3] Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom 2013 vom , ÜNB, 2013 [4] Genehmigung des Szenariorahmens für die Netzentwicklungsplanung vom , BNetzA, 2011 [5] Genehmigung des Szenariorahmens für die Netzentwicklungsplanung vom , BNetzA, 2012 [6] Genehmigung des Szenariorahmens für die Netzentwicklungsplanung vom , BNetzA, 2013 [7] Bestätigung Netzentwicklungsplan Strom 2012 vom , BNetzA, 2012 [8] Bestätigung Netzentwicklungsplan Strom 2013 vom , BNetzA, 2014 [9] F. Adamek, S. Heers, T. Dederichs, T. Kurz, Netzentwicklungsplanung 2012: Technische Überprüfung der Ausbau- und Verstärkungsvorhaben der Übertragungsnetzbetreiber für das Jahr 2022 durch die BNetzA, ETG-Fachbericht Band 139, [10] Gutachten zur Ermittlung des erforderlichen Netzausbaus im deutschen Übertragungsnetz, Energiezentrum Graz, [11] Methodenvorschlag zum Netzentwicklungsplan Ein robustes Netz für die Zukunft, BET Aachen im Auftrag der Agora Energiewende,

10 Fraunhofer iwes Kassel Königstor Kassel / Germany Tel.: Fax: Fraunhofer IWES Bremerhaven Am Seedeich Bremerhaven / Germany Tel.: Fax: info@iwes.fraunhofer.de Gefördert durch: Projektträger: aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages ISBN