Warum braucht die Energiewende den Netzausbau?

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1 Warum braucht die Energiewende den Netzausbau? Kongress Bündnis 9 / Die Grünen, Landtagsfraktion Bayern Dr. Michael Ritzau

2 Kurzvorstellung Jahrgang 1956 Studium Elektrotechnik an der RWTH Aachen, 1989 Promotion am Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen: Technisch-wirtschaftliches Substitutionspotenzial Erneuerbarer Energien Dr.-Ing Michael Ritzau 1988 Gründung der BET - Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH in Aachen zusammen mit seinem Partner Dr.-Ing. Wolfgang Zander Thematische Schwerpunkte : Marktdesign Projektentwicklung Kraftwerksprojekte Transportnetze Strom, Kraftwerksnetzanschluss Strategieberatung, Politikberatung Beratung von Entscheidungsträgern Plattform Erneuerbare Energien beim BMU Mitgliedschaft in FGE, IAAE Ausschuss Brennstoffe und Wasser im VIK 2

3 Agenda Warum braucht die Energiewende den Stromnetzausbau? Umbau des Erzeugungssystems Zusammenspiel von Erzeugung und Stromnachfrage Herausforderung: Nicht übertragbare Erzeugung BET-Studie vbw Bayern 211 BET-Studie AGORA 213 Fazit 3

4 Die Erneuerbaren Energien sollen 4-45 % des Strombedarfes in 225 und wenigstens 85 % in 25 erzeugen. Situation 22 Quelle: BMU Leitstudie 211, Szenario A Quelle: dena Netzstudie II 4

6 Ab 22 treten zunehmend Situationen mit signifikanten Stromüberschüssen auf. GW GW 225 EE-Erzeugung 21% 1 EE-Erzeugung 5% GW Stunden Stunden Ohne Berücksichtigung von Abregelung durch Netzengpässen! - 4 Last EE- Erzeugung Residuallast Last EE- Erzeugung Residuallast 23 GW Residuallast EE-Erzeugung 6% Stunden Last EE- Erzeugung Residuallast

8 Beispiel Nordwestdeutschland: Die heutige Übertragungskapazität reicht bei weitem nicht aus, die Einspeisung der erneuerbaren Energien aufzunehmen. Es gibt Optimierungspotenziale Netzausbau bis zur letzten kwh Netzausbau bei Einspeisemanagement: Redispatch! 8

10 Aufgabenstellung und Lösungsansatz Aufgabe / Fragestellung: Die Aufgabe des Transportnetzes ist im Wandel durch den Ausbau Erneuerbarer Energien (EE) è 8% EE in 25! durch den Ausstieg aus der Kernenergienutzung bis 222 è Netzausbau für Ersatzkraftwerke! Folge: Das Engpass-Risiko in Deutschland steigt! è Ist die sichere Versorgung Süddeutschlands in Gefahr? è Welche Handlungsoptionen bestehen? Vorgehen: i. Modellgestützte Untersuchung des Engpassrisikos ii. iii. Überprüfung der bestehenden Handlungsoptionen (auch) bzgl. eines Overlay-Grid i. technische Optionen ii. mögliche Übertragungskorridore Schlussfolgerung 1

11 BET Regionen-Modell Modell der Stromerzeugung in D, basiert auf Kraftwerksscharfer Datenbank Stündliche Lastkurven Einspeiseprognosen EE (Wind, PV ) 8.76 Einzelstunden pro Jahr Regionalisierung auf 8 Zonen für Deutschland Last Erzeugung (auch EE) Netz (!) Frage: Reicht die Übertragungskapazität zwischen den Zonen, oder bilden sich Netzengpässe? Wie häufig treten sie auf? Welcher Netzausbau verringert diese Engpasszahlen? 11

12 Wie ist die Darstellung zu lesen? Dargestellt: Anzahl von grün: rot: Preisunterschieden = Engpässen pro Jahr Überlastung Stromtransport ( Engpass ) Nord => Süd oder West => Ost Überlastung in umgekehrter Richtung Im Jahre 22 treten ca. 2. Engpassstunden N=>S an dieser Grenze auf! Im Jahre 22 treten ca. 1.5 Engpassstunden O=>W an dieser Grenze auf! Ab 226 sind es mehr als 3. h. 12

13 Kein Netzausbau Annahme zum Netz: Zustand 213 KEIN weiterer Ausbau Ergebnis: heutiges Netz unzureichend! Engpässe > 3. h/a Windstrom-Problem Nord Süd Ost West è Netzausbaubedarf!

14 2 Transportkanäle + derzeit geplanter Netzausbau Annahme zum Netz: 5Hz => Tennet Süd ab MW Tennet Nord => EnBW ab MW Ergebnis: Deutliche Verbesserung Aber: ab Ende der 22er Jahre wieder erste Engpässe im NW

15 Kritikpunkte am NEP 212 haben zu Reduzierung durch BNetzA geführt Diskussionsaspekte seitens BET: Tendenziell überdimensionierter Netzausbau? Ausbau für die letzte kwh EEG Ausbau auch für (Braun-)Kohlegrundlast? Keine Standortoptimierung.. der EE-Anlagen.. der konventionellen Erzeugung Mangel an konsistenten Daten Systemhöchstlast 79,6 84 GW Unverändertes Lastprofil Fehlende Sensitivitätsanalysen Ggf. zu geringe Berücksichtigung DSM Kuppelkapazitäten zu Märkten mit hohem (Wasser-)Speicherpotenzial Keine Berücksichtigung der Auswirkungen aus Quelle: BNetzA - Bestätigung Netzentwicklungsplan Strom 212; S. 317 dem Verteilnetz 15

16 Beantragtes und genehmigtes DC Overlaynetz Konzept ÜNB Genehmigung BNetzA Trassen 4 3 Stromkreise 6* 4* Übertragungsleistung 9,9 GW* 6,6 GW* DC-Overlaynetz ist der entscheidende Fortschritt gegenüber Dena DC-Leitungen sind steuerbar und wirken ein Kraftwerk DC-Verbindung aus dem Ruhrgebiet stützt weitere Abschaltungen der AKW im Süden! Ist das AC-Zubaunetz trotzdem erforderlich? Kriterien: Redundanz bei DC-Leitungsausfällen Transiente Stabilität * Bei Betrachtung Emden Osterrath Philippsburg als eine Trasse / Korridor 16

17 Aufgabe: Wesentliche Treiber identifizieren für den NEP Netzausbau grundsätzlich Vergleichsweise preiswert Netzinvestitionen 2 Mrd. Das sind,29..,37 Ct/kWh Identifikation möglicher Optimierungspotenziale - Redispatch begrenzt zulassen - Begrenztes Einspeisemanagement EE - Standortoptimierung/ Variation EE (z.b. Onshore ++, Offshore --) - Standortoptimierung konv. Kraftwerke und Speicher - DSM - Direktvermarktung EE? - Vorrangeinspeisung? - Merit Order Effekte Sensitivitätsanalysen Was sind wesentliche Treiber? Welche Ausbauszenarien sind robust? 17

18 Ausblick: Bisher Angewendete Kriterien im NEP Vollständige Integration der EE Ausbau für die letzte kwh Keine Allokationssignale Freie Standortwahl der Kraftwerke Fokussierung auf Deutschland Europäische Optimierung? Bestehender Rechtsrahmen behindert Optimierung 18

20 Szenarien bilden und auswählen 2

21 Beispiel für ein Szenario-Element: Räumliche Verteilung und Menge EE (1) EE-Szenario verbrauchsnahe Erzeugung entstammt einer Studie, die CONSENTEC für AGORA erstellt hat setzt den Ausbauschwerpunkt auf EE- Standorte nahe beim Lastschwerpunkt auch weniger gute Standorte werden genutzt flächigere Verteilung von Wind und Sonne Deutlich weniger Offshore-Wind als im NEP angenommenmehr 21

22 Beispiel für ein Szenario-Element: Räumliche Verteilung und Menge EE (2) EE-Szenario beste Standorte entstammt einer Studie, die CONSENTEC für AGORA erstellt hat setzt den Ausbauschwerpunkt auf EE- Standorte mit besonders guten Bedingungen Sonne eher im Süden Wind eher im Norden Mehr Offshore-Wind, aber dennoch weniger als im NEP angenommen 22

23 Beispiel für eine getroffene Annahme: Erzeugungsmanagement PV Erzeugungsmanagement ist Prämisse Basis: Einspeiseprofile des NEP Ansatz: Kappung der Einspeiseprofile, sodass 1% der Arbeit betroffen ist offshore è Unterschiedliche Kappung der Leistung von PV (ca. 15 %) Wind onshore (ca. 12,8 %) Wind offshore (ca. 5,4 %) Alle EE-Profile des NEP werden so modifiziert und mit geänderten Leistungswerten hinterlegt. 23

24 Beispiel für ein Ergebnis der Marktsimulation: Last und Erzeugung Last Höhe gemäß Szenario-Abstimmung (gleich bleibend bzw. sinkend) regionale Verteilung entstammt dem NEP- Datensatz Erzeugung entstammt dem Marktmodell Darstellung aggregiert auf Netzzonen Transportaufgabe ersichtlich Zonen mit Lastüberschuss Zonen mit Erzeugungsüberschuss Ergebnisse der Marktmodellierung: Belastungsfälle für das Netz Räumliche Auflösung: Knoten (Standorte) des deutschen 38 kv-netzes Zeitliche Auflösung: Stundenscharf 24

25 Aufgabenstellung: Robustes Netz für die Energiewende Dargestellt ist der zusätzlich zum Startnetz des Netzentwicklungsplanes erforderliche Netzausbau 25

27 Fazit Der Netzausbau ist dringend erforderlich Bundesbedarfsplan ist nach derzeitigen Erkenntnissen insgesamt eine No-regret-Maßnahme Priorisierung auf der Zeitachse Welche Projekte sind erfolgskritisch im Sinne der Energiewende? Entwicklung konsistenter Szenarien für die Erzeugung Datenbasis zu Nachfrage verbessern Optimierungspotenziale ermitteln Allokationssignale für Kraftwerksstandorte Einspeisemanagement und Redispatch in begrenztem Umfang einbeziehen EE-Mix Onshore und Offshore überprüfen Flexibilisierung von must-run Kraftwerken 27

28 Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH BET GmbH BET Dynamo Suisse AG Aachen Leipzig Hamm Zofingen Puidoux Alfonsstraße Aachen Karl-Liebknecht-Straße Leipzig Rotdornschleife Hamm Junkerbifangstrasse 2 48 Zofingen Route du Vergnolet 8 17 Puidoux Telefon Telefax info@bet-aachen.de Telefon Telefax info@bet-leipzig.de Telefon Telefax info@bet-hamm.de Telefon Telefax info@bet-dynamo.ch Telefon Telefax info@bet-dynamo.ch 28

29 Herausforderung: Transportnetz Überwindung der derzeitigen Netzengpassproblematik Deutschlandweit ausreichend Kapazität Aber steigender Kaltreservebedarf für Extremsituationen in Süddeutschland Kaltreserve? Kaltreserve Winter 214/15 nun xxxx MW Ohne Redispatch Mit Quelle: Amprion: Bewertung Systemsicherheit , BNetzA: Bericht zur Winterreserve 29