Dezentralisierung und Netzausbau - Impulsreferat - 4. Göttinger Tagung zu aktuellen Fragen zur Entwicklung der Energieversorgungsnetze

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1 Dezentralisierung und Netzausbau - Impulsreferat - 4. Göttinger Tagung zu aktuellen Fragen zur Entwicklung der Energieversorgungsnetze Forschergruppe des EFZN und der TU Clausthal Univ.-Prof. Dr.-Ing. Hans Peter Beck EFZN / TUC (Vortragender) Dr.-Ing. Ernst-August Wehrmann, TUC Dipl.-Ing. Soroush Nakhaie, EFZN Dipl.-Ing. Andreas Becker, EFZN Dipl.-Wi.-Ing. Gunnar Kaestle, TUC Dipl.-Ing. Raimund Schnieder, TUC Göttingen,

2 Aufbau des Vortrages Einleitung Zur Geschichte des Deutschen Verbundnetzes Zentrale Dezentrale Stromversorgung Stand heute Simulationsstudie Was folgt aus dem Szenario-Rahmen der BNetzA für 2032 Eine Simulationsstudie: Methodik, Ergebnisse Wie viele Energiespeicher braucht/verträgt das zukünftige Netz? Fazit, Schlussfolgerung 2

3 Aufbau des Vortrages Einleitung Zur Geschichte des Deutschen Verbundnetzes Zentrale Dezentrale Stromversorgung Stand heute Simulationsstudie Was folgt aus dem Szenario-Rahmen der BNetzA für 2032 Eine Simulationsstudie: Methodik, Ergebnisse Wie viele Energiespeicher braucht/verträgt das zukünftige Netz? Fazit, Schlussfolgerung 3

4 Aufbau des Stromversorgungsnetzes Schematische Darstellung der öffentlichen Energieversorgung in Deutschland VNB ÜNB Höchstspannung 380/220 kv KKW, GuD, Große Windparks, Offshore Windparks Hochspannung 110 kv Windparks, GuD Mittelspannung 10/20 kv BHKW, PV, WEA Niederspannung 0,4 kv Mini-BHKW, PV Ausland MVA T S T S MVA 220 kv MVA Ausland MVA kva 4

5 Dezentrale Netz- und Erzeugerstrukturen gestern und heute Q P Q P Q P Austausch- Leistung ÜNB VNB Groß- Kraftwerke G WEA PV Lasten Lasten gestern P... Wirkleistung Q... Blindleistung Erzeuger (BHKW) und Lasten dezentraler Erzeuger (klassisch) heute WEA PV BHKW Lasten Windenergieanlage Photovoltaik Blockheizkraftwerk 5

6 Zum Verständnis der Blindleistung (Q) Geometrische Addition von Leistungen und Strömen (Zeiger) U=konst S I Q Isin(ϕ)=I ϕ ϕ Blind P Icos(ϕ)=I Wirk S = P + Q = 3 U I = ( I cosϕ) + ( I sinϕ) Scheinleistung S [MVA], Wirkleistung P [MW], Blindleistung Q [MVAr] Netzentlastung durch dezentrale Erzeugung der Blindleistung: Q Zentral >> Min I >> I Wirk 6

7 Strukturwandel im elektrischen Energiesystem Ist unser heutiges Verbundnetz überfordert? Mikro-BHKWs Windkraftanlagen Erzeuger Übertragungsnetze Verteilungsnetze Photovoltaik Energiekonditionierer Verbraucher Blockheizkraftwerke Energieparks (Micro-Grids) eigene Darstellung in Anlehnung an Kurrat

8 Das deutsche Verbundnetz: Eine Erfolgsstory Das deutsche Verbundnetz hat sich bis heute bewährt (jedoch regenerativer Anteil <20% - noch nicht systemrelevant) Hohe Versorgungssicherheit (15 min*) durch: 1. konsequente Anwendung der n-1 Regel und 2. Minimale Transportkapazität (T V ) durch optimale Anordnung der Kraftwerke (mittlere Entfernung zum Verbraucher) T V := 600 TWh * 100 km = TWhkm Das Verbundnetz ist ein Sicherheitsnetz und kein Transportnetz Fragen: Soll die Versorgungssicherheit erhalten bleiben? Heute Aufteilung in vier eigenständige Netzbetreiber mit Systemverantwortung: - War das der richtige Schritt? - Wer trägt die Ausbaukosten? * Quelle: Bundesnetzagentur 8

9 Transportkapazität im Verbundnetz der Zukunft - ein grober Vergleich - 1. Heute: T V = 600 TWh * 100 km = TWhkm 2. 8 KKW (7 GW): 2 GW * 100 km = 200 GWkm in die Nordsee 3 GW * 600 km = 1800 GWkm 3,2 TWkm verlegen 2 GW * 800 km = 1200 GWkm T KKW = 3,2 TWkm * 8000 h = TWhkm ( 50%) 3. Offshore-Wind (30 GW im Jahr 2032): T OffWind = 30 GW * 3300 h * 600 km = TWhkm (100%) Allein Offshore-Windausbau würde zu einer Verdopplung der heutigen Verbundnetz-Transportkap. führen! Eine genauere Betrachtung ist erforderlich!!! 9

10 Aufbau des Vortrages Einleitung Zur Geschichte des Deutschen Verbundnetzes Zentrale Dezentrale Stromversorgung Stand heute Simulationsstudie Was folgt aus dem Szenario-Rahmen der BNetzA für 2032 Methodik, Ergebnisse Wie viele Energiespeicher braucht/verträgt das zukünftige Netz? Fazit, Schlussfolgerung 10

11 Methodik 1/2 Charakterisierung der Netze Identifizierung der großflächigen Verteilnetzbetreiber Sammlung netzrelevanter Daten, Strukturmerkmale und installierter erneuerbarer Energieanlagen (Stand 2010) Untersuchungsbasis für EE-Anlagen Normierung der Erzeugungslastgänge der erneuerbaren Energieanlagen auf das Jahr 2011 Hochskalierung der jeweiligen EE-Leistungen entsprechend dem Netzentwicklungsplan-Szenario für

12 Methodik 2/2 Detailanalyse Berechnung der jeweiligen Austauschleistung der VNB mit vorgelagerten ÜNB Clusterung der Verteilnetzbetreiber anhand ausgewählter Parameter Kategorisierung zu Energieregionen (Starkwind, Wind, Ballung, Sonne) Ergebnisse Berechnung der Austauschleistung (Zeitreihe, Dauerlinie, Frequenzspektrum) mit vorgelagerten ÜNB für die Energieregionen Aufteilung der regionalen Überschussenergien in: Demand-Side-Management Regionale Speicherung Netzausbau 12

13 Aufteilung der Erzeugungskapazitäten auf Übertragungsbzw. Verteilungsnetzen (Stand 2009) 13

14 Ausbau der Erzeugungsleistungen gemäß Netzentwicklungsplan, Leitszenario B GW Wind Offshore ÜNB VNB andere erneuerbare Energieträger Wasser Biomasse Photovoltaik Wind Offshore Wind Onshore andere fossile Energieträger Öl Erdgas Kernenergie Braunkohle Steinkohle Quelle: Bundesnetzagentur, eigene Berechnung Annahmen für 2022 und 2032: VNB/ÜNB Aufteilung der Erzeugerleistung basiert auf der Aufteilung des Jahres 2009 Offshore Windparks werden an Übertragungsnetzen angeschlossen 14

15 Regionalisierung anhand des Verhältnisses der installierten PV/Trafoleistung und PV/Jahreshöchstlast (2032) p.u. 0,6 0,4 0,2 0,0 Netzgebiet: RWE Westfalen-Weser- Ems Netzgebiet:E.ON Thüringen Netzgebiet:E.ON Westfalen-Weser + E.ON Mitte Netzgebiet: ENSO Netzgebiet: E.ON Avacon Niedersachsen Netzgebiet:E.ON Bayern Netzgebiet: LEW Netzgebiet: N-ERGIE Netzgebiet: EnBW Regional Netzgebiet: RWE Rhein-Ruhr Netzgebiet: RWE SÜWAG Syna Netzgebiet: E.ON Hanse Netzgebiet: E.ON edis Netzgebiet: WEMAG Netzgebiet: enviam Netzgebiet: EWE Netzgebiet: E.ON Avacon Sachsen- Anhalt Installierte PV-Leistung [MW] / Jahreshöchstlast [MW] Installierte PV-Leistung [MW] / Trafoleistung MS/NS [MVA] 15

16 Regionalisierung anhand des Verhältnisses der installierten PV/Trafoleistung und PV/Jahreshöchstlast (2032) p.u. 0,6 0,4 0,2 0,0 Netzgebiet: RWE Westfalen-Weser- Ems Netzgebiet:E.ON Thüringen Netzgebiet:E.ON Westfalen-Weser + E.ON Mitte Netzgebiet: ENSO Netzgebiet: E.ON Avacon Niedersachsen Netzgebiet:E.ON Bayern Netzgebiet: LEW Netzgebiet: N-ERGIE Netzgebiet: EnBW Regional Sonnenregion Netzgebiet: RWE Rhein-Ruhr Netzgebiet: RWE SÜWAG Syna Netzgebiet: E.ON Hanse Netzgebiet: E.ON edis Netzgebiet: WEMAG Netzgebiet: enviam Netzgebiet: EWE Netzgebiet: E.ON Avacon Sachsen- Anhalt Installierte PV-Leistung [MW] / Jahreshöchstlast [MW] Installierte PV-Leistung [MW] / Trafoleistung MS/NS [MVA] 16

17 Regionalisierung anhand des Verhältnisses der installierten Wind/Trafoleistung und Wind/Jahreshöchstlast (2032) p.u. 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Netzgebiet: RWE Westfalen-Weser- Ems Netzgebiet:E.ON Thüringen Netzgebiet:E.ON Westfalen-Weser + E.ON Mitte Netzgebiet: ENSO Netzgebiet: E.ON Avacon Niedersachsen Netzgebiet:E.ON Bayern Netzgebiet: LEW Netzgebiet: N-ERGIE Netzgebiet: EnBW Regional Netzgebiet: RWE Rhein-Ruhr Netzgebiet: RWE SÜWAG Syna Netzgebiet: E.ON Hanse Netzgebiet: E.ON edis Netzgebiet: WEMAG Netzgebiet: enviam Netzgebiet: EWE Installierte WEA-Leistung [MW] / Jahreshöchstlast [MW] Netzgebiet: E.ON Avacon Sachsen- Anhalt Installierte WEA-Leistung [MW] / Trafoleistung HS/MS [MVA] 17

18 Regionalisierung anhand des Verhältnisses der installierten Wind/Trafoleistung und Wind/Jahreshöchstlast (2032) p.u. 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Netzgebiet: RWE Westfalen-Weser- Ems Windregion Netzgebiet:E.ON Thüringen Netzgebiet:E.ON Westfalen-Weser + E.ON Mitte Netzgebiet: ENSO Netzgebiet: E.ON Avacon Niedersachsen Netzgebiet:E.ON Bayern Netzgebiet: LEW Netzgebiet: N-ERGIE Netzgebiet: EnBW Regional Netzgebiet: RWE Rhein-Ruhr Netzgebiet: RWE SÜWAG Syna Netzgebiet: E.ON Hanse Starkwind- Region Netzgebiet: E.ON edis Netzgebiet: WEMAG Netzgebiet: enviam Netzgebiet: EWE Installierte WEA-Leistung [MW] / Jahreshöchstlast [MW] Netzgebiet: E.ON Avacon Sachsen- Anhalt Installierte WEA-Leistung [MW] / Trafoleistung HS/MS [MVA] 18

19 Regionalisierung anhand des Verhältnisses der installierten Wind/Trafoleistung und Wind/Jahreshöchstlast (2032) p.u. 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Netzgebiet: RWE Westfalen-Weser- Ems Windregion Netzgebiet:E.ON Thüringen Netzgebiet:E.ON Westfalen-Weser + E.ON Mitte Netzgebiet: ENSO Netzgebiet: E.ON Avacon Niedersachsen Sonnen- Region Netzgebiet:E.ON Bayern Netzgebiet: LEW Netzgebiet: N-ERGIE Ballungs- Region Netzgebiet: EnBW Regional Netzgebiet: RWE Rhein-Ruhr Netzgebiet: RWE SÜWAG Syna Netzgebiet: E.ON Hanse Starkwind- Region Netzgebiet: E.ON edis Netzgebiet: WEMAG Netzgebiet: enviam Netzgebiet: EWE Installierte WEA-Leistung [MW] / Jahreshöchstlast [MW] Netzgebiet: E.ON Avacon Sachsen- Anhalt Installierte WEA-Leistung [MW] / Trafoleistung HS/MS [MVA] 19

20 Übersichtsdarstellung der untersuchten regionalen VNB Starkwindregion Sonnenregion Ballungsregion VNB ÜNB VNB Wemag enviam E.ON edis ENSO Windregion TEN E.ON Avacon NdS E.ON Hanse E.ON Netz E.ON Mitte E.ON Bayern E.ON WW N- ERGIE RWE WWE LEW RWE Rhein- Ruhr Süwag 50 Hertz Tennet amprion EnBW E.ON Avacon SA hsn EWE Mitte E.ON Netz Nord E.ON Netz Mitte Süd E.ON Netz EnBW Austauschleistung P(t) = Last - Erzeugung 20

21 Geografische Darstellung der sich ergebenden Energieregionen Wind- Region Starkwind- Region Ballungs- Region Sonnen- Region 21

22 Zeitreihen der EE-Erzeugung und Austauschleistung: Starkwindregion 2032 PV Wind Onshore Wind Offshore Rest EE Austauschleistung Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Bedarf Überschuss Rückspeisespitze 25,9 GW P A = P Last (P PV + P WEA + P Rest EE ) 22

23 Regionalisierte Darstellung der Austauschleistungen in 2032 Rückspeisespitze 10,3 GW Starkwind- Region Rückspeisespitze 25,9 GW Windregion Wind- Region Starkwindregion Rückspeisespitze 2,9 GW Ballungs- Region Sonnen- Region Rückspeisespitze 14,2 GW Ballungsregion Sonnenregion PV Wind Onshore Wind Offshore Rest EE Austauschleistung 23

24 Austauschleistungen ÜNB/VNB im Starkwindregion mit und ohne Offshore Windanlagen Rückspeisespitze 25,9 GW Wind- Region Starkwind- Region Rückspeisespitze 53,4 GW ohne Offshore Ballungs- Region Sonnen- Region mit Offshore PV Wind Onshore Wind Offshore Rest EE Austauschleistung 24

25 Zusammenhänge Zeitreihendarstellung und Leistungsdauerlinien Konstruktion der Tages-Dauerlinie 25

26 Lastgänge und Dauerlinie des Stromverbrauchs in Deutschland (2009) GWh/h 100 Lastgänge Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Quelle: BDEW GW Spitzenlast Dauerlinie Mittellast Grundlast h 26

27 Dauerlinien der Last und Austauschleistung: Starkwindregion 2032 Bedarf 10,1 TWh h Überschuss 30,6 TWh 27

28 Dauerlinien der Last und Austauschleistung 2032 Überschuss Bedarf 3 TWh 27,4 TWh Überschuss Bedarf 30,6 TWh 10,1 TWh Windregion Wind- Region Starkwind- Region Starkwindregion Überschuss Bedarf 0 TWh 91,3 TWh Ballungs- Region Sonnen- Region Überschuss Bedarf 9,4 TWh 27,6 TWh Ballungsregion Sonnenregion 28

29 Dauerlinien der Last und Austauschleistung in 2032 Überschuss Bedarf 30,6 TWh 10,1 TWh Starkwind- Region Überschuss 143,3 TWh Bedarf 3,5 TWh Wind- Region ohne Offshore Ballungs- Region Sonnen- Region mit Offshore 29

30 Maßnahmen zum Nutzbarmachung von Überschussstrom Spitzenbeseitigung - Demand-Side-Management anhand variabler Strompreise - Produktionsmanagement (z.b. Biomasse) Speicherung - Leistungsspeicher (Kurzzeitspeicher, z.b. PSW): Glättung von Last- und Erzeugungsspitzen - Energiespeicher (z.b. Wasserstoffspeicher): Saisonaler Ausgleich Netzausbau - Ausbau von Übertragungs-/Verteilnetzen - Neubau eines Transportnetzes (Overlay-Netz) 30

31 Maßnahmen zur Nutzbarmachung von Überschussstrom am Beispiel Starkwindregion (2032) Starkwindregion ohne Offshore Starkwindregion mit Offshore Bedarf 10,1 TWh η Ges =0,6 4 GW 15 TWh 43% Auslastung 22 GW 17 TWh Bedarf 3,5 TWh Transportleitung und Speicherung? 33,5 GW 138 TWh 47% Auslastung η Ges =0,6 Speicherung und Energiemanagement 20 GW 5,7 TWh 31

32 Frequenzspektrum der Austauschleistung am Beispiel der Starkwindregion mit Offshore (2032) Stoffliche Speicher Pumpspeicher & Druckluftspeicher Batteriespeicher Jahr Monat Woche Tag 32

33 Maßnahmen zur Nutzbarmachung von Überschussstrom am Beispiel Starkwindregion (2032) Starkwindregion ohne Offshore Starkwindregion mit Offshore Bedarf 10,1 TWh η Ges =0,6 4 GW 15 TWh 43% Auslastung 22 GW 17 TWh η Ges =0,6 Transportleitung 13 GW Speicherung 21 GW 61 TWh 33

34 Vorstellung für die Struktur eines zukünftigen Overlay- Netzes Quelle: 50 hertz, amprion, EnBW Transportnetze AG, Tennet 34

35 Aufbau des Vortrages Einleitung Zur Geschichte des Deutschen Verbundnetzes Zentrale Dezentrale Stromversorgung Stand heute Simulationsstudie Was folgt aus dem Szenario-Rahmen der BNetzA für 2032 Eine Simulationsstudie: Methodik, Ergebnisse Wie viele Energiespeicher braucht/verträgt das zukünftige Netz? Fazit, Schlussfolgerung 35

36 Zusammenfassung / Zukunft der Netze Implikation für das Verteilnetz (VNB) 1. Last folgt zunehmend mehr der Erzeugung (bisher umgekehrt) DSM -> Variable Stromtarife (Smart Metering) IKT -> Online-Vermessung der aktiven Verteilnetze 2. Mehr Angebot als Nachfrage Speichern oder Abregeln regenerativer Energieanlagen (Wirtschaftlichkeit > Förderung) Verbraucher mit negativer Regelleistung (E-Wärmepumpe) 3. Mehr Produktionsmanagement Virtuelle Kraftwerke, etc. Selbstverbrauch des selbst erzeugten Stromes (neue Geschäftsmodelle) 4. Honorierung dezentral erzeugter Systemdienstleistungen u.a. Blindleistung zur Netzentlastung 36

37 Zusammenfassung / Zukunft der Netze Implikation für das Übertragungsnetz (ÜNB) 5. Erzeuger und Verbraucher weit voneinander entfernt (offshore-anlagen) d.h. Ausbau eines Overlay- Gleichstromnetzes (NABEG-Pilot) und Verstärkung des Drehstrom-Höchstspannungsnetzes (EnLAG-Piloten), wo es nötig/möglich ist 5. Bonus-Malus-System für Systemdienstleistungen (Netzstabilität, Kurzzeitspeicher, Pumpspeicherkraftwerke, sowie Nutzung der HGÜ-Konverterstationen als virtuelle Synchronmaschine und KKW-Generator als Phasenschieber) 6. Großspeicher (Untergrundspeicher) zum Ausgleich saisonaler Schwankungen, Nutzung des Gasnetzes (Power to Gas to Power), Dimensionierung per Spektralanalyse 37

38 Vielen Dank! 38

39 39

40 Ein erstes Overlay-Netz (220 kv AC) Stand: Februar 1945 Helmut Maier: Erwin Marx ( ) 40

41 Historische Entstehung des deutschen Verbundnetzes Hochspannungsnetz im Deutschen Reich im Jahr 1920 Deutsches Verbundnetz 30 bis 80 kv Betriebsspannung 110 kv Betriebsspannung Quelle: Elektrizitätswirtschaft, Jg. 90 (1990), Heft 11 Abgeschaltete Kernkraftwerke Bis 2022 in Betrieb befindliche Kernkraftwerke 41

42 Strukturwandel der (konvent.) Erzeugungslandschaft Quelle: 50 hertz, amprion, EnBW Transportnetze AG, Tennet 42

43 Übersichtsdarstellung der untersuchten regionalen VNB VNB ÜNB VNB Wemag enviam E.ON edis ENSO TEN E.ON Avacon NdS E.ON Hanse E.ON Netz E.ON Mitte E.ON Bayern E.ON WW N- ERGIE RWE WWE LEW RWE Rhein- Ruhr Süwag 50 Hertz Tennet amprion EnBW E.ON Avacon SA hsn EWE Mitte E.ON Netz Nord E.ON Netz Mitte Süd E.ON Netz EnBW Austauschleistung P(t) = Last - Erzeugung 43

44 Hochgerechnete installierte Erzeugungsleistungen nach dem Ausbauszenario B 2032 für die Energieregionen Verteilungsnetzbetreiber Wind GW PV GW Rest EE GW Installierte EE Maximale Last Max. Last GW Starkwind- Region E.ON Hanse, E.ON edis, EWE, enviam, Wemag, E.ON Avacon SA 35,4 10,6 2,9 4,2 11,6 Wind- Region RWE WWE, TEN, E.ON WW, E.ON Mitte, ENSO 14,5 9,7 2,5 2,1 12,9 Sonnen- Region E.ON Bayern, LEW, N- ERGIE 1 22,3 2,3 2,6 9,8 Ballungs- Region RWE Rhein-Ruhr, SÜWAG, EnBW 3,8 9,7 1,5 0,8 19,3 44

45 Notwendigkeit stofflicher Speicherung? Keine stoffliche Speicherung bis 2032, aber Forschungsbedarf Lastgang D (2009) 45

46 Notwendigkeit stofflicher Speicherung? Keine stoffliche Speicherung bis 2032, aber Forschungsbedarf Lastgang D (2009) 46

47 Merit-Order-Matrix der Speichertechnologien Spez. Kosten Auslastung klein Auslastung groß Frequenz klein E-spezifische Verluste klein Investitionsaufwand klein E-spezifische Verluste klein Investitionsaufwand groß Frequenz groß P-spezifische Verluste klein Investitionsaufwand klein P-spezifische Verluste klein Investitionsaufwand groß Speicherbe- und -entladung ist eine Schwingung Speicherdimensionierung über zwei Kriterien: Frequenz + Auslastung Kostenbetrachtung für den Energiewandler (P) und den behälter (E) 47

48 Querverbund von Gas- und Stromnetz ab 2032 (Power to Gas to Power) Elektrolyse Speicher Quelle: ELB Quelle KBB, Crotogino Adiabates GuD-Druckluft- Speicherkraftwerk mit Wärmespeicher η=0,8 Zukunftspfad Erdgasnetz H 2 -GuD-Kraftwerk η 0,7 (?) GuD-Kraftwerk η=0,6 GuD-Kraftwerk Quelle: E.ON 48

49 Ergebnis der Simulationsstudie Es gibt Überschussenergie in der Starkwindregion mit erheblichen Erzeugungsspitzen ( 26 GW / 54 GW mit Offshore-Anlagen) Frage: Abregeln, Speichern, Weiterleiten (Netzausbau??) Empfehlungen: 1. Leitungsausbau (Overlay-Gleichstrom-Netz) >> d.h. neues Transportnetz mit 33,5 GW (47% Auslastung) 2. Maximal soviel speichern wie in der Region zu anderen Zeiten verbraucht wird - Regel: Kompensation der Wirk- und Blindleistungsfluktuationen zur Netzentlastung soweit möglich vor Ort 3. Rest über Energiemanagement kompensieren: Abregeln, vor Ort verschenken (variable Strompreise), negative Regelenergie (DSM), Elektrowärmepumpe, Elektroauto, etc. 49

50 Annahmen Die bezeichneten Netzbetreiberregionen beinhalten ausschließlich die regionalen Netzbetreiber und nicht die Stadtwerke Wind- und PV-Lastgänge entsprechen den Einspeisungsdaten von 2011 hochskaliert auf NEP Werte Zur Rest EE gehören Biomasse, Biogas, Laufwasser und Geothermie. Diese wurde der Einfachheit halber konstant mit einer jährlichen Betriebsdauer von ca h angenommen. Das 2032 Szenario (B) ergibt sich aus dem Netzentwicklungsplan (NEP) Verteilungsnetzbetreiberdaten sind aus den StromNZV- Veröffentlichungen vom Jahr 2010 entnommen worden Verbraucherlastgänge bleiben über die Zeit konstant (konstanter Stromverbrauch in 2032 gemäß NEP ) 50

51 Vorgehensweise zur Leistungsberechnung 51

52 Zeitreihen der EE-Erzeugung und Austauschleistung: Windregion 2032 PV Wind Onshore Wind Offshore Rest EE Austauschleistung P(t) Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Rückspeisespitze 9,5 GW 52

53 Zeitreihen der EE-Erzeugung und Austauschleistung: Sonnenregion 2032 PV Wind Onshore Wind Offshore Rest EE Austauschleistung P(t) Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Rückspeisespitze 14 GW 53

54 Zeitreihen der EE-Erzeugung und Austauschleistung: Ballungsregion 2032 PV Wind Onshore Wind Offshore Rest EE Austauschleistung P(t) Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Rückspeisespitze 0,5 GW 54

55 Dauerlinien der Last und Austauschleistung: Windregion 2032 Bedarf 27,4 TWh h Überschuss 3 TWh 55

56 Dauerlinien der Last und Austauschleistung: Sonnenregion 2032 Bedarf 27,6 TWh h Überschuss 9,4 TWh 56

57 Dauerlinien der Last und Austauschleistung: Ballungsregion 2032 Bedarf 91,3 TWh h 57